materia nº 42/2017

Câmara Mumçipdvde';Píi?àí' r
Estado do Rio de Janeiro ' ,
ÇâÍTiâFá MuniciDál pjráí 
Protocolo rTOQi-S
1 3 FEV. 201?
INDICA ÇÃO N° 42/2017
João 'Carlos, Dos , Santos Máximo E Luiz' Fernando
Colucci Júnior, Vereadores, no jtisó de sm s atribuições, indicam ao Exmo. Senhor
Prefeito Municipal que determineq Secretaria competente, que seja feito um. estudo
para instalação um sistema de ehèrgiq solar junto aos postos de saúde, Hospital
Flávio Leal, escolas e secretarias da prefeiturá de Pirai,-..hem como a possibilidade
de um incentivo ou redução de impostos junto à ANEEL- Agência Nacional de
Energia Elétrica.
> ’ - JUSTIFICATIVA
Tendo em vista a grave crise económica, que-não só o
estado vive, mas também diversos^múnicípiòs, com. queda da arrecadação, a
implantação deste sistema nos locais sugerido acima, reduzirá ós custos mensais
com energia em àté 50%, e com a vantagem da venda do excesso de energia para
a Light.
Os estudos técnicos comprovam' que o,s is tema se paga
em até sete anos a súa implantação,-e com durabilidade estimada em vinte e cinco
anos. Mais uma vez, Pirai sairá na frente no que diz respeito a inovação
tecnológica, bem como a melhoriama geStao administrativa e financeira.
Entendendo plenamente justificada a presente ■
proposição, aguardamos, de sud Excia., o Senhor Prefeito Municipal seu pronto
atendimento. j f : ■; ,
www.blue~soLcom.br
7. Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede
Como, nos sistemas on-grid, a energia elétrica gerada é entregue diretamente à rede, os dispositivos 
de condicionamento de potência devem se adequar ao modo como a eletricidade está fluindo nas linhas de 
distribuição, copiando esse padrão e fornecendo o mesmo tipo de sinal elétrico.
Para a conexão à rede, utilizamos dispositivos e configurações específicas para tal. Veremos agora os 
componentes e configurações comumente utilizados em sistemas fotovoltaicos conectados à rede.
7.1. Inversores On-Grid
O dispositivo responsável pela injeção de energia na rede é o inversor grid-tie. Devido ao seu alto grau 
de sofisticação, os inversores grid-tie não são comparáveis aos inversores autónomos. Estes NÃO PODEM 
ser ligados diretamente às redes de distribuição, pois não possuem o mesmo controle sobre a tensão, fase 
e frequência que os inversores grid-tie possuem.
Figura 74 -■ Diagramâ de ligação com a reds, de um sistema PV arhgnd
Os inversores grid-tie são conectados à de duas formas:
• Diretamente à rede - onde a energia é rapidamente escoada para o sistema e utilizada pelos 
consumidores mais próximos.
* Através do ponto de conexão da edificação com a concessionária - onde a energia elétrica 
gerada é consumida pela própria edificação/residência, e somente o excedente é fornecido à 
rede.
Os inversores grid-tie para sistemas com potência-pico até 5 kWp são, geralmente, monofásicos. Para 
sistemas de maior potência, geralmente trifásicos. Existem tanto grandes inversores centrais trifásicos, 
quanto inversores monofásicos que podem ser agrupados, formando se assim, um sistema trifásico.
www.blue-soI.com
Figura IS - Inversores Sríd-Tíg
Para fornecer o máximo de energia à rede, o inversor grid-tíe deve operar no ponto de máxima potência
(MPP) do arranjo fotovoltaico. Como o MPP muda de acordo às condições climatológicas, o inversor deve 
possuir um sistema de seguimento do ponto de máxima potência (MPPT 0 sigia em inglês de maximum
powerpoint tracker), que ajusta automaticamente a tensão de entrada do inversor, de acordo à tensão MPP
a cada instante.
São funções do inversor grid-tie:
1. Converter a corrente contínua, gerada peio arranjo fotovoltaico, em corrente alternada, de acordo 
com funcionamento da rede de distribuição;
2. Ajustar-se ao ponto de máxima potência (MPP) do arranjo fotovoltaico, conseguindo o seu maior 
rendimento;
3. Registro Operacional, guardando/transmitido os dados durante o seu funcionamento, através de 
displays, cartões de memória, transmissão direta a computador, etc.
4. Possuir dispositivos de proteção em CC e CA, como por exemplo: proteção contra curtos-circuitos 
(CC/CA), proteção contra inversão de polaridade, proteção contra sobrecargas e sobre tensões, 
proteção para a conexão com a rede.
Fabricantes de inversores grid-tie:
Até 10 kWp: Aixcon, ASP, Conergy, Dorfmtiller, Elettronica Santerno, Exendis, Fronius, G & H Elektronic, 
Ingeteam, Kaco, Karschny, Kyocera, Magnetek, Mastervolt, Pairan, Philips, Phoenixtec, RES, Siemens, SM A, 
Solar-Fabrik, Solar Konzept, Solarstocc, Solarworld, Solon, Solutronic, Sputnik, Sun Power, Sunset, Sunways, 
Total Energy, Uf£, Victron, Wiirth Solergy, Wuseltronik, Xantrex.
Acima de 10 kWp: ACE, Conergy, Elettronica Santerno, Energética, Kaco, RES, SatCon, Siemens, SMA, Solar 
Konzept, Sputnik, Xantrex
7.1.1. Classificação e Tipos de Inversores Grid-Tie
De acordo ao seu modo de operação, os inversores grid-tie podem ser classificados em inversores
controlados/chaveados peia rede e inversores autocontrolados.
7.1.1.1. inversores Controiados/Chaveados pela Rede
A constituição básica de um inversor controlado/chaveado peia rede é um a de uma ponte de tiristores. 
O uso de inversores tiristorizados em sistemas de automação (ex: controladores de motores), levou ao 
uso de tiristores nos primeiros inversores para uso fotovoltaico. Este tipo de inversor ainda é utilizado 
em sistemas de grande potência. Para os sistemas menores, com potências até 5 kWp, existem poucos 
fabricantes que ainda utilizam essa tecnologia.
Sumário
1. introdução 22
1.1. Arquitetura Bioclimática H
1.2. Energia solar Fototérmica H
1.3. Energia Solar Fotovoltaica 22
2. Sistemas fotovoitaicos
2.1. Classificação dos sistemas fotovoitaicos 24
2.1.1. Sistemas Isolados 14
2.1.1.1. Sistemas Híbridos 25
2.1.1.2. 5/sfemos Autónomos (Puros) 25
2.1.13. Sistemas Autónomos Sem Armazenamento 25
2.1.2. Componentes de Um Sistema Fotovoltaico Autónomo 16
2.1.3. Sistemas Conectados à Rede {On-Grid) 27
2.13.1. Benefícios ao usuário 17
2.13.2. Componentes de Um Sistema Fotovoltaico Conectado À Rede (On-Grid) 18
3. Radiação Solar e Efeito Fotovoltaico 20
3.1. Geometria Solar 21
3.2. Radiação Solar ao Nível do Solo 22
3.3. Medindo o Potencial Solar 24
3.3.1. Horas de Sol Pico 25
3.4. Efeito Fotovoltaico 26
3.4.1. Princípios de funcionamento 26
4. Células Fotovoltaicas 32
4.1. Tipos de Células fotovoltaicas 32
4.1.1. Silício Cristalizado 32
4.1.1.1. Silício Monacristalino 33
4.1.1.2. Silício Policristalino 33
4.1.2. Células de Película Fina 34
4.1.2.1. Silício Amorfo (a-Si) 35
4.1.2.2. Disseleneto de Cobre e índio (CIS) 36
4.1.23. Telureto de Cádmio (CdTe) 37
4.1.3. Tabela de Eficiências 39
5. Módulos Fotovoltaicos 40
5.1. Características dos Módulos Fotovoltaicos 43
5.1.1. Características Físicas e Mecânicas 43
5.1.2. Características Elétricas 45
5.2. Condições de Teste e Operação 46
5.3. Associação de Módulos Fotovoltaicos 49
5.4. Sombreamento, Pontos Quentes e Diodos de Proteção 50
5.4.1. Diodos de By-Pass ^1
5.4.2. Diodos de Bloqueio 54
t l
Fígurs 76 - inversor cbaveado peia rede com ponte de dristore.s
O inversor controlado pela rede utiliza a frequência e tensão da rede para chavear os tiristores, por isso 
o seu nome. Se houver uma queda na rede, o inversor desliga-se automaticamente, o que faz com que 
esse tipo de inversor não possa funcionar de modo autónomo. Durante o seu funcionamento são gerados 
pulsos de corrente de onda quadrada, por isso este tipo de inversor também é chamado de inversor de
onda quadrada.
Figura 77 - Formato da tensão e da corrente de um mversor comutado peie-s rede
As diferenças da forma de onda senoidal da rede elétrica provocam o aparecimento de grandes 
distorções harmónicas e alto consumo de potência reativa. Devido a isso são utilizados filtros de saída e 
dispositivos para limitar os harmónicos. Para isolar a rede, é utilizado um transformador principal {de 50 Hz, 
para sistemas europeus). Nos inversores mais recentes, os pulsos são emitidos por um microprocessador. 
Retardando o impulso (controle por ângulo de fase) é possível implementar um sistema de MPPT.
7.1.1.2. Inversores Autorregulados (Auto Chaveados)
Nos inversores autorregulados são utilizados dispositivos semicondutores que podem ser ligados e
desligados, em um circuito em ponte. De acordo ao nível de tensão e desempenho do sistema, podem ser 
utilizados os seguintes componentes:
• MOSFET (Transístores de efeito de campo de semicondutor de óxido metálico);
• Transístores bipolares;
• GTO (Tiristor de Desligamento Pela Porta - até 1kHz);
• IGBT (Transístor bipolar de porta isolada);
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figura 78 - Diagrama da ponte de SVIOSFETs em Inverso, auto-chaveado
Através do princípio de modulação por largura de pulso (PWM) estes componentes eletrónicos 
conseguem reproduzir muito bem uma onda senoidai.
Através do chaveamento rápido do estado dos componentes em frequências em torno de 10-100 kHz, 
são formados pulsos, com duração e espaçamento semelhantes aos de uma onda senoidai. Após o uso de 
um filtro passa-baixa, teremos um sinal elétrico compatível com a rede.
Devido à alta frequência de chaveamento para a formação dos pulsos, estes dispositivos criam 
interferências em alta frequência, exigindo medidas de compatibilidade eletromagnética (EMC), através do 
uso de circuitos de proteção e blindagem Os inversores com a marca CE, e que possuem certificado de 
Conformidade com a Comunidade Européia (EC) geralmente mantém os valores de EMC abaixo dos limites.
Os inversores auto-chaveados são adequados, a princípio, para sistemas fotovoltaicos autónomos. Se 
forem conectados à rede, a frequência da potência injetada deve ser sincronizada com a da rede, gerando 
os pulsos de chaveamento de acordo com essa frequência.
7.1.1.2.X. Inversores Auto-Chaveados com Transformador de Baixa Frequência (LF)
Nos inversores auto-chaveados e nos inversores chaveados pela rede, podem ser utilizados 
transformadores de baixa frequência (LF) -5 0 Hz no padrão europeu 0 para ajustar a tensão de saída com a 
tensão da rede. O campo magnético do transformador isola eletricamente o circuito CC do circuito CA.
PW M
a ttu al/ M PP
t a r g c t
co m p a riso n
tra c k e r
Figura 7S - Diagrama úe um itwersor com transformador
Devido ao isolamento, o inversor permite que o arranjo fotovoltaico forneça tensões menores, 
torna desnecessário o aterramento conjunto do inversor e do arranjo fotovoltaico e reduz interferências
eletromagnéticas.
wwW.blue-sol.com i l i i l i
i l llS I f l!
As desvantagens são aumento da perda de potência e do tamanho e peso do inversor, fazendo com 
que alguns fabricantes utilizassem transformadores menores ou os eiiminassem por completo.
7.1.1.2.2. Inversores com Tranformadores de Alta Frequência (HF)
Utilizando transformadores em alta frequência - 10-50 kHz, conseguem-se menores tamanhos, 
menores perdas, menor peso e menor custo. Entretanto, o circuito deste tipo de inversor é mais complexo, 
fazendo com que a diferença de preço não seja tão significativa.
7.1.1.23. Inversores sem Transformadores
Para potências menores, temos os inversores sem transformadores, cujas vantagens são os menores: 
tamanho, peso, perdas e custo. Neste tipo de inversor, a tensão de entrada dever ser maior que a tensão 
de pico da rede, ou deve ser elevada através de um conversor CC/CC, geralmente integrado ao circuito 
do inversor que, infelizmente aumentam as perdas energéticas, diminuído a vantagem de não possuir o 
transformador.
Como não possuem isolamento elétrico, necessitam de severas medidas de segurança na sua instalação, 
exigindo a instalação de dispositivos de proteção contra corrente residual, tanto do lado CC, quanto no 
lado CA. Deve-se observar que, durante o funcionamento dos sistemas fotovoltaicos com inversores sem 
transformador, formam-se correntes residuais capacitivas de mais de 30 mA entre os módulos e a terra, o 
que inviabiliza o uso de Interruptores Diferenciais Residuais (IDR) comuns, que desconectam em 30 mA.
Tabela 6 - Comparação entre os tipos de inversores
Com Transformador Sem Transformador
Característícas «Tensões de entrada e saída eletricamente
isoladas
• Muito difundido
• A maioria dos Inversores Centrais
• Tensão do arranjo PV deve ser 
maior que a da rede (ou usar 
Conversor CC/CC
• A maioria dos inversores de fileira
Vantagens • Pode trabalhar com tensões reduzidas na entrada 
{V < 120 V)
• Menores interferências eletromagnéticas
• Não necessita de ligação equipotencial ao ponto 
de aterramento do arranjo PV
• Maior eficiência (se não tem 
conversor CC/CC)
• Menor peso
• Menor volume
• Instalação CC menor, (para os 
inversores de fileiras e de módulos
CA)
Desvantagens • Perdas no transformador
• Maior peso
• Maior volume
• Uso de dispositivos de proteção 
adicionais
• Flutuação do ponto de 
funcionamento
• Instalação completa com Proteção 
Classe 1!
• Maiores interferências 
eletromagnéticas
7.1.13. Característícas e Propriedades dos inversores Grid-Tie
A seguir veremos as principais característícas que se destacam nos inversores grid-tie comerciais.
7.1 A A. Eficiência de Conversão (Conversion Efficiency) - rjCON
A Eficiência de Conversão representa as perdas na conversão direta de corrente contínua (CC), em 
corrente aiternada (CA), compreendendo as perdas causadas peio transformador - nos inversores que o 
possuem - nos dispositivos chaveadores e o controlador, nos dispositivos de coleta de dados, etc.
T l c O i V =
^CC
Onde:
= Potência de Saída Efetiva 
Pcc - Potência de Entrada Efetiva
A Eficiência de Conversão é muito dependente da potência de entrada. A porcentagem também varia 
de acordo à tensão de entrada do inversor, um fato importante que foi desprezado por muito tempo.
7.1.1.5. Eficiência de Rastreamento (Tracking Efficiency) - r\TR
Os primeiros inversores grid-tie possuíam um controle fixo - o ponto de operação do inversor 
era definido para determinado nível de tensão, e qualquer ajuste em função da variação de condições 
meteorológicas eram ma is restritos.
Os modernos inversores atuais, para sistemas fotovoltaicos conectados à rede devem garantir uma 
perfeita adaptação às curvas características do arranjo fotovoltaico (curvas l-V), mesmo com as variações 
de Irradiância e temperatura, que mudam o Ponto de Máxima Potência (MPP). A capacidade do inversor de 
ajustar o seu ponto trabalho, é descrita pela Eficiência de Rastreamento.
Onde:
Ppv~ Potência máxima instantânea do inversor
A flutuação do ponto de operação - causada pelo indesejado acoplamento da frequência da rede na 
parte CC - deve ser a menor possível, efeito mais evidente nos inversores sem transformador.
7.1.1.6. Eficiência Estática (Siatic Efficiency) - r}INV
A Eficiência Estática é o produto da Eficiência de Conversão pela Eficiência de Rastreamento e pode ser 
calculada para vários regimes de carga.
~ * V o à ' *
Geralmente, apenas a Eficiência De Conversão obtida durante condições nominais de operação é 
apresentada, como eficiência nominal, nas folhas de dados {data~sheets}. Além disso, frequentemente, é 
exibida a eficiência máxima, que geral mente é entre 50% e 80% da potência nominal.
Essa máxima eficiência só e alcançada sob determinadas condições de Irradiância e temperatura, 
cujas variações são responsáveis peio frequente funcionamento do inversor em estado parcial de carga e 
raramente em estado nominal. A relação entre a eficiência do inversor, tensão do arranjo fotovoltaico e o 
regime de carga tem alta influencia na produção anual de energia.
Figura £0 -- Curvas caractorístíeri. de vários inversores í especificações dos fabricantes!
As curvas de eficiência são precisas sob determinada temperatura ambiente para o inversor e 
dependem da tensão de entrada.
7.1.1.7. Eficiência Européia (Euro Efftciency) - ijEURO
De maneira a facilitar a comparação entre inversores baseando-se na sua eficiência, foi criado um 
padrão europeu de medição da eficiência, a Eficiência Europeia (Euro), que é calculada para um típico clima 
europeu. A figura abaixo mostra a frequência e a energia de diferentes classes de radiação solar em um ano 
típico na Alemanha {lembre-se que é eficiência européia).
de dtfercrsfr» dessas de irradiártcia, baseado (~m um sfstems indíngdo em 30° em Niuniqiw, 
Ãiiíirsíirihíí
Observamos que, nessa região, raramente há irradiâncias em torno de 800 W/m2, o que faz os 
inversores funcionarem em regime parcial. Considerando diferentes cenário de carga, a Eficiência Euro é 
calculada através da média de eficiências estáticas em 6 regimes - carga nominal e mais cinco cargas parciais:
n.ui«> = (0.03 * n J + (0,06 * ni J + (0,13 * \ t n i *
Os valores nn% representam as eficiências estáticas - q100% = 100% de eficiência, r\s% - 5% de eficiência. 
Os valores como 0,03 ou 0,48 representam a fração do ano em que o inversor está na eficiência indicada - 
em 48% do tempo estará funcionando com 50% da eficiência.
www.blue-sol.com
Apesar de a Eficiência Euro oferecer um bom parâmetro de comparação entre inversores, é um 
conceito não muito aplicável em território brasileiro, devido às diferenças entre as condições ciimatológicas 
e de írradiância solar.
7.1.1.8. Comportamento em Sobrecarga
Em sistemas que não tem uma correta orientação que maximize a captação da energia solar-com o 
sistema de integração arquitetônica {BIPV) - ou que estejam sujeitos a sombreamentos parciais, pode ser 
interessante subdimensionar o inversor, desde que este possua uma reação adequada à sobrecarga, que 
pode ser:
1. Variação do ponto de operação;
2. Limitação da potência;
3. Desligamento/corte;
Quando o inversor recebe uma potência superior à sua nominal, seus componentes estarão sujeitos 
a uma forte carga térmica, o que ativa o sistema de limitação de potência (no caso 2). Quando é atingida a 
temperatura limite dos componentes, alguns inversores se desligam (caso 3), outros ativam exaustores ef
ou variam o ponto de trabalho. Os tipos 1 e 2 são os adequados a subdímensionamentos nas condições 
descritas acima.
7.1.1.9. Registro de Dados Operacionais
A maioria dos fabricantes oferecem sistemas de aquisição dos dados de operação dos inversores, 
geralmente integrados a estes, ou com dispositivos externos que apresentam diretamente os dados ou os 
envia para um computador, permitindo a avaliação dos sistemas fotovoitaicos, em muitos casos èm tempo 
real.
Figura - Dispositivos de aquisíçãis áe dados para inversores SftM
Em geral os dispositivos coletam as seguintes informações:
• Entrada: Tensão Voc, corrente lDC e potência PDC
• Saida: tensão VAC, corrente lAC, potência PAC e frequência f |
• Tempo de operação
• Volume de energia gerada
• Statuse falhas
Os mais novos modelos possuem ainda, interfaces mais modernas, como USB, Bluetooth e Wi-Fi,
permitindo a comunicação de um dispositivo com os que estão próximos, e a unificação mais simples dos 
dados de vários aparelhos.
7.1.1.10. Outras Características dos Inversores Gríd~TÍe
As tabelas abaixo demonstram as características que costumam aparecer nas tabelas de dados dos 
inversores grid-tie, e são de extrema importância na hora de escolher o melhor dispositivo para determinado 
sistema fotovoltaico.
www.blue-sol.conri
Parâmetro Símboio Unidade Descrição
POTÊNCIAS
Potência Nominal CC P
n DC w Potência fotovoltaica para a qual o inversor foi 
dimensionado.
Potência Máxima 
Fotovoltaica
P
' DC max w Máxima potência fotovoltaica que o inversor aceita.
Pontêncía Nominal CA AC w Potência CA que o inversor pode fornecer de modo 
contínuo.
Máxima Potência CA PAC max w Máxima potência em CA que o inversor pode fornecer por 
tempo limitado.
Eficiência Parcial ^5% % Eficiência parcial com 5% da potência CC nominal.
n 10%
% Eficiência parcial com 10% da potência CC nominal.
^ 20% % Eficiência parcial com 20% da potência CC nominal.
H30% % Eficiência parcial com 30% da potência CC nominal.
^ 50% % Eficiência parcial com 50% da potência CC nominal.
^100% % Eficiência parcial com 100% da potência CC nominal.
^110% % Eficiência parcial com 110% da potência CC nominal.
Eficiência Euro Heuro % Veja sessão 7.1.2.4
Eficiência por diferença 
de temperatura
A nT %/c Redução da eficiência por temperatura ambiente acima de 
25°C,
Fator de Potência t o s cp Fator de controle da potência reativa, que dever ser maior 
que 0,9.
Potência de ativação pr 0N w Potência fotovoltaica para ligar o inversor.
Potência de desativação p
r OFF w Potência fotovoltaica onde o inversor é automaticamente 
desligado.
Potência em Stand-By Pr STAND￾BY
w Energia (da rede) consumida pelo inversor em modo de 
espera, antes de entrar no modo noturno.
Potência noturna P
r NIGHT w Energia (da rede) consumida pelo inversor em modo 
noturno.
TENSÕES
Tensão CC Nominal V Tensão fotovoltaica para a qual o inversor foi desenvolvido.
Faixa de Tensões MPP ^MPP V Intervalo de tensões de entrada onde o inversor segue o
ponto de máxima potência
Tensão CC Máxima v
DCmax V Tensão fotovoltaica máxima que o inversor suporta.
Tensão de desligamento ^DCoff V Mínima tensão fotovoltaica para a qual o inversor ainda 
opera.
Faixa de Tensão CA V Faixa de tensão da rede em que o inversor opera, se 
ajustando automaticamente.
Tensão CA Nominal K,AC V Tensão nominal do inversor, que para os padrões europeus 
é 230 V.
CORRENTES
Corrente CC Nominal nDC A Correntefotovoltaica paraaqualoinversorédimensionado.
Corrente DC Máxima ■^DCmax A Máxima corrente fotovoltaica que o inversor suporta na 
entrada.
Corrente CA Nominal IS ac A Máxima corrente que o inversor injeta na rede de 
distribuição de modo contínuo.
Corrente CA Máxima I ACmax A Injetada na rede em curto período.
Fator de Distorção 
Harmónica
k % Fator de qualidade da corrente e/ou tensão injetada na 
rede. Calculada a partir da razão entre o valor RMS das 
componentes harmónicas e a fundamental. Deve ser 
inferior a 5%.
OUTROS
Nível de Ruido dB(A) De acordo ao tipo e classe de desempenho, vários níveis 
de ruído em operação podem ser gerados, o que dever ser 
considerado na escolha do local de instalação.
Dimensões/Volume h,i,w' m ou mm Altura (height), largura (width), profundidade (Sength).
Faixa de temperatura °C Em relação à classe de desempenho e tipo, há várias 
faixas de temperatura de funcionamento, que devem ser 
consideradas na hora da escolha do inversor.
7.2. Painel Fotovoftaico Para Sistemas On-Grid
A configuração elétrica do painel fotovoltaico está intimamente ligada à forma de trabalho do inversor 
Grid-Tie escolhido para o projeto do sistema.
A configuração mais comum atualmente é a de alta tensõo de entrada para os inversores sem 
transformador. Os inversores de fileira {string-inverters), com potências nominais entre 1 kWp e 3 kWp, 
que requerem fileiras (strings) com associações de 6 a 18 módulos, são os mais utilizados em instalações 
residenciais ou comerciais de pequeno e médio porte. Deve ser levada em consideração a tensão máxima 
suportável pelos módulos que é, geralmente, em torno de 600 V.
Os painéis fotovoltaicos para inversores sem transformador necessitam de um sistema de proteção 
elétrica mais aprimorado, mas alguns fabricantes já incorporam em seus produtos essas proteções, ficando 
para a equipe de instalação montar as caixas de junção de fileiras ou painéis.
7.2.1. Caixas de Junção
Essas caixas estanques terão em seu interior todos os elementos de proteção das fileiras e módulos:
• Fusíveis, que protegerão os cabos de excessos de corrente.
• Diodos de bloqueio, que protegerão as fileiras e módulos em casos de sombreamento parcial.
« Dispositivos de proteção contra surtos, imprescindíveis tanto do lado CC (painel fotovoltaico), 
quanto do lado CA (rede de distribuição).
• Interruptor DC, que permita o desligamento do painel ou fileira para tarefas de manutenção.
Para facilitar a conexão dos módulos em um painel, alguns fabricantes de materiais elétricos possuem 
entre seus produtos, caixas de junção prontas. Estas caixas de junção já vêm com todos os elementos de
www.biue-sol.com
proteção, dentro de uma caixa estanque, que está de acordo às várias normas internacionais.
figura 33 •• Caixa de i«ocã'o comerciai
As caixas de junção podem ser de fileiras {string-box) ou de painel/arranjo (array-box) e já possuem 
os terminais para a conexão direta dos cabos, utilizando os conectores padrão MC3, MC4 ou Tyco. A grande 
maioria já possui o interruptor geral DC.
7.2.2. Configurações e Conceitos
Os sistemas fotovoltaicos on-grid são limitados pela área disponível. Isto quer dizer que, durante a 
concepção do sistema, é possível a arquitetura de sistemas de qualquer tamanho e capacidade. Nos países 
que possuem incentivos à inserção de energias renováveis, a capacidade instalada pode influenciar no preço
da eletricidade, o que faz os projetistas tomarem cuidados especiais quanto à potência instalada.
Vejamos agora alguns conceitos de sistemas fotovoltaicos, que podem ser utilizados como base para 
vários projetos.
7.2.2.1. Sistemas com Inversor Central
Nos sistemas com inversor centrai, um único inversor toma conta do arranjo fotovoltaico. Podem ser 
classificados de acordo à forma como o inversor (ou inversores) são integrados ao projeto.
7.2.2.1.1. Sistema com baixa tensão de entrada (<120 VCC)
É utilizado com inversores com transformador. As correntes elétricas são maiores, mas as tensões 
são menores. Por possuírem fileiras com menos módulos, são menos prejudicados pelos sombreamentos 
parciais. Devido à grande quantidade de fileiras em paralelo, tem maiores perdas de corrente e demandam 
cabeamento com maior seção transversal.
www.blue-sof.com
Arranjo Fotovoltaico
Figíira 84 - Sistema com inversor centrai com transformador.
7.2.2.1.2. Sistemas com Alta Tensão de Entrada (>120 VCC)
Utilizado com os inversores sem transformador. As tensões são maiores, com maior risco de choque 
elétrico. As correntes são menores, o que reduz as perdas por efeito Jouíe e a bitola dos cabos.
. figura SS - Sistema com fi\ta tensão de eofroda (120 VCC)
Neste tipo de configuração é necessário sistemas de proteção Ciasse li, devido à ausência do isolamento 
proporcionado pelo transformador. Também sofrem mais com os sombreamentos parciais, pois as fileiras 
são muito longas, e caso um módulo venha a receber sombra, uma parcela muito grande da potência do 
painel deixa de ser gerada (a fileira inteira pode funcionar abaixo do esperado).
7.2.2.13. Sistema Mestre-Escravo (Master-Sfave)
No caso de sistemas grandes, é possível o uso de vários inversores que entram em funcionamento 
de acordo ao nível de Irradiância Solar. Um dos inversores está ligado o tempo todo e, à medida que 
aumenta o potencial solar, ativa os demais inversores, que também são desativados em caso de baixa 
Irradiância. Para evitar o excessivo desgaste de apenas um inversor, acontece automaticamente um
revezamento de quaí inversor é o máster.
F-%ura SS - sistema com configuração ivtaster-slave 
7.2.2.2. Sistemas de Grupos de Módulos
No caso de arranjos com painéis de diferentes orientações, inclinações ou sombreamentos parciais, 
é recomendável o uso de um inversor para cada grupo, o que permite um melhor aproveitamento das 
condições de irradiação. As principais vantagens desse tipo de sistema são listadas a seguir:
• Omissão da caixa de junção PV
• Omissão do cabo principal DC
• Redução no cabeamento para as ligações em série
Os inversores são instalados, geraimente, próximos aos painéis. Devido a isso devem ter alto grau de 
proteção - IP65. Mesmo considerando-se essa proteção, as condições de climáticas mais adversas podem 
causar falhas e diminuir a vida útil dos inversores. Por isso é recomendável que sejam instalados em local 
protegido da radiação solar direta e de outras intempéries.
A utilização de inversores de grupos de módulos facilita a instalação dos sistemas fotovoltaicos e reduz, 
em certos casos, os custos de instalação.
Figura B? ~ Sistemas de Grupos (Se módulos
Sistema até 3 kWp são, em sua grande maioria, concebidos no conceito de grupos {ou cadeias) de 
módulos, utiiizando inversores de fileiras (string-inverters).
7,2.2.3, Sistemas com Módulos CA
Nesse tipo de sistema é utilizado um inversor para cada módulo, constituindo um módulo CA, já 
disponível no mercado. Existem inversores de tamanho reduzido o bastante para caber na caixa de conexão do 
módulo. Cada módulo tendo seu próprio inversor permite que trabalhem em seu ponto de máxima potência 
individuaimente, o que não acontece em outras configurações. Outra vantagem está na modularidade, que 
permite uma expansão do sistema que em outros conceitos não seria tão simples.
Como desvantagem dos módulos CA, podemos citar a menor eficiência dos micro-inversores em relação 
aos de grupos de módulos e seu preço ainda proporcionalmente superior ao dos inversores convencionais. 
Esse conceito é interessante para o caso de sistemas fotovoltaicos integrados à arquitetura em que são ma is 
comuns os sombreamentos parciais.
Figura iVlifjro (nversores para módulos PV
Sistemas
Fotovoltaicos
Autónomos
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8. Sistemas Fotovoitaicos Autónomos
Um sistema fotovoítaico isolado (off-grid) é aquele que não está em contato com a rede elétrica da 
concessionária. Um sistema isolado pode ser feito numa cidade sem problema algum. 0 "isolado" do nome 
díz respeito também ao afastamento da rede elétrica.
8.1. Painel Fotovoítaico
O painel fotovoítaico para sistemas autónomos é configurado para fornecer tensões 
entre 12 e 48 volts, sendo as tensões de 12 V e 24 V as mais comuns, enquanto a tensão de 48 
Volts é utilizada em sistemas maiores. O painel é dimensionado para fornecer o potencial elétrico para 
um dia médio de uso. Essa energia será armazenada em baterias ou utilizada imediatamente, no caso dos 
sistemas fotovoitaicos sem armazenamento.
Figura 90 - Painei fotovoítaico 24 V do sistema autónomo
Geraimente são utilizados módulos de 36 ou 72 células, que tem as tensões nominais adequadas para 
os controladores de carga sem 1VIPPT. Além disso, os módulos para sistemas isolados, não possuem, em sua 
grande maioria, cabos de conexão com conectores padrão.
8.2. Banco de baterias
Um banco de baterias é constituído por uma quantidade calculada de elementos conectados em serie 
e/ou paralelo, que fornecerão a potência demandada pelas cargas, no período de autonomia em que devem 
funcionar sem receber recarga do arranjo fotovoítaico nos dias sem insolação.
!
i
Figura S I ~ Banco de batenss em uma grande centrai PV
8.2.1. Funções do banco de baterias
Em sistemas isolados, a baterias tem as seguintes funções:
• Autonomia: essa é a função mais importante, que é suprir a energia para os consumos, quando 
o painel não é capaz de gerar energia suficiente. Isso acontece todas as noites, e também nos 
períodos chuvosos ou nublados, que podem varia durante o dia.
• Estabilizar a tensão: os módulos fotovoltaicos tem uma grande variação de tensão, de acordo à 
irradiância recebida. A conexão de cargas de consumo diretamente aos módulos pode expô-los
a tensões muito altas ou muito baixas para o seu funcionamento. As baterias possuem uma faixa 
de tensões mais estreita que os módulos fotovoltaicos, e garantirão uma faixa de operação mais 
uniforme para as cargas.
® Fornecer correntes elevadas: a bateria opera como um buffer, fornecendo correntes de partida 
elevadas. Alguns dispositivos (como motores) requerem altas correntes (de 4 até 9 vezes a corrente 
nominal) para iniciar o seu funcionamento, estabilizando e utilizando correntes mais baixas depois 
de alguns segundos. Outros dispositivos mais vorazes entrarão em funcionamento por curto 
período de tempo, mas consumirão muita potência. As baterias fornecerão essa alta potência 
momentânea, e serão carregadas lentamente pelo painel fotovoitaico durante o dia.
8.2.2. Baterias para Sistemas Fotovoltaicos
As baterias para uso fotovoitaico costumam ser de chumbo-ácido ou de níquel-cadmio. As baterias de 
níquel-cádmio suportam descargas maiores e tem maior vida-útii, mas seu alto custo e baixa disponibilidade 
as tornam viáveis em sistemas muito específicos que necessitam de alta confiabilidade.
Outros tipos de baterias, como as de íons de Lítio, não são viáveis para sistemas fotovoltaicos, devido 
à capacidade dos bancos de baterias para essa aplicação. É a relação custo-benefício que faz com que as 
baterias de chumbo-ácido sejam as escolhidas para a maioria dos sistemas PV isolados.
Como são as mais utilizadas, as baterias de chumbo-ácido serão o objeto do nosso estudo a partir de
agora.
8.2.2.1. Constituição e funcionamento de uma Bateria de Chumbo Ácido
Baterias de chumbo-ácido são constituídas de células individuais - também chamadas de pilhas - 
com.tensão nominal de 2 V cada uma, que nas baterias em monobloco são ligadas em série para alcançar a 
tensão nominal.(6 células constituem uma bateria de 12 volts).
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Cada célula é constituída basicamente por duas placas de metais diferentes (uma positiva, outra 
negativa) isoladas por separadores e imersas em uma solução aquosa de ácido sulfúrico (H2S04). As placas 
são eletrodos de chumbo em formato de grade com a função de segurar a matéria ativa e conduzir a 
corrente elétrica. É a matéria ativa porosa que armazena a energia, com sua estrutura esponjosa fornecendo 
área de superfície para a reação eietroquímica. Na bateria carregada, a matéria ativa da placa negativa é o 
chumbo (Pb) e a matéria ativa da placa positiva é o cííóxido de chumbo (Pb02).
l-sgura 92 ■ Bateria ek; chumbo-ácido
Ao se fechar um circuito, os elétrons fluem do poio negativo para o polo positivo, provocando uma 
reação química entre as placas e o ácido sulfúrico, que leva à formação de sulfato de chumbo (PbSOj nas 
duas placas - reação chamada de dupla sulfatação - que consome o ácido, tornando o eletrólito maís 
aquoso, processo que pode ser medido com um densímetro.
Tabela 7 - Estado de carga de uma bateria pela densidade do eletrólito.
Estado dê Carga : , / . ^ensid^de dp. Eletró!i^o^< ;
100% (plena carga) l,225g/cnn3
90% 1,216 g/cm3
80% 1,207 g/cm3
70% 1,198 g/cm3
60% 1,189 g/cm^
50% 1>lg0 g/cm3
40% p Tlg Tcm 3
30% 1,162 g/crn^
20% 1,153 g/cm3
10% 1,444 g/cm3
0%(de$carga total) 1,135 g/cm3
Quando o sistema PV recarrega a bateria, os elétrons fluem em sentido contrário - do polo positivo 
para o polo negativo - revertendo a reação química. O processo não é totalmente reversível, pois pequenas 
quantidades de sulfato de chumbo não se dissolvem, processo chamado de sulfatação que aumenta à 
medida que os cicios de carga e descarga acontecem, diminuindo a capacidade da bateria. Quanto maior
for a profundidade de descarga - o nível de reação química que acontece durante a descarga, antes que a 
bateria volte a ser carregada - maior será a perda de capacidade. Com profundidades de descarga menores, 
maís ciclos de carga e descarga a bateria suportará.
T-ígura ■ Íixpfiíitaliya de vida uHl de uma bateria péã profundidade de descsrga
A resistência interna de uma bateria de chumbo-ácido varia de acordo à carga, sendo maior quando 
a bateria está descarregada devida à menor concentração de ácido no eletrólíto e à presença do sulfato de 
chumbo nas placas. À medida que a bateria vai sendo carregada, a sua resistência interna diminui, fazendo 
com que a bateria aceite melhor a carga. Por isso uma bateria com menor profundidade de descarga durante 
o ciclo é recarregada maís rapidamente.
Quando atinge a tensão final de carga nas células, a bateria deve ser desconectada do carregador, pois 
se inicia um processo de eletrólise da água presente no eletrólíto que leva a dois inconvenientes:
1 - Perda de água, que faz o ácido se concentrar mais, se tornando nocivo às placas até a secagem total 
que determinaria o fim da bateria.
2 - Liberação de oxigénio e hidrogénio. Esse último, mesmo em pequenas proporções torna o 
ambiente potencialmente explosivo, o que faz com que os bancos de baterias devam ser instalados em 
locais ventilados. O hidrogénio é 14 vezes mais leve que o ar e pode se acumular em frestas.
Tabela 8 - Estado de carga de uma bateria pela tensão entre os terminais
1 Estado^ ^ T®nsl$ ? $ ' a ^uit0 Abert<í i
100% (plena carga) 12,72 V
90% 12,48 V
80% 12,42 V
70% 12,30 V
60% 12,18 V
50% 12,06 V
40% 11,88 V
30% 11,76 V
20% 11,58 V
10% 11,34 V
0% (descarga total) 10,50 V
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S.2.2.2. Tipos de Baterias de Chumbo-Ácido
De acordo ao tipo de eietrólito e a tecnologia de construção das placas, as baterias de chumbo ácido 
pode ser classificadas em:
• Baterias de Eietrólito Liquido: as baterias mais comuns em instalações fotovoltaicas, são 
compostas pelas placas e pelo eietrólito em estado líquido. Essa é a concepção das baterias 
automotivas, produzidas em larga escala, por isso são as mais baratas e facilmente encontradas 
no mercado. Nas baterias automotivas, chamadas de baterias de partida ou SLi, sigla em 
inglês para Startíng-lightining-lgnition, os eletrodos positivos e negativos são grades onde são 
depositados as matérias ativas, chumbo e dióxido de chumbo. Essas baterias utilizadas para a 
partida de motores — que requerem altas correntes (até 200 A) por alguns segundos — não 
são adequadas para sistemas fotovoltaicos, pois são construídas para fornecerem apenas uma 
fração da sua capacidade (até 10%) em descargas muito altas e períodos muitos curtos. Suas 
placas são mais finas e em maior número, além do eietrólito possuir maior teor de ácido. Se 
forem submetidas a profundidade de descarga maior que 50%, podem falhar em poucos dias.
As baterias para sistemas fotovoltaicos são desenvolvidas para funcionamento intermitente. 
Diferenciam-se das anteriores pela sua capacidade de suportar muitos ciclos de descarga, com 
descarga profunda. Possuem placas com mais matéria ativa e em menor número, e o ácido é 
menos concentrado. Devido a esses fatores, esse tipo de bateria não é recomendado para a 
partida de motores, ou mesmo para uso em veículos elétricos.
figura 94 •* BAferia de eietróllio liquido
* Baterias de Eietrólito Imobilizado: possuem o eietrólito imobilizado, seja na forma de gel (com 
a adição de dióxido de silício), ou peio sistema AGM (Absorbed Glass Material), nas quais o 
eietrólito está em forma cristalina envolto em esponjas de fibra de vidro.
Ao contrário das baterias de eietrólito líquido, as baterias de eietrólito imobilizado não 
necessitam serem instaladas em locais ventilados, pois são fechadas e possuem um sistema 
com válvula de segurança que limitam a saída dos gases liberados em casos de sobrecargas, 
por isso são chamadas também de baterias de chumbo-ácido reguladas por válvula (VRLA, 
do inglês: Vaive Regulated Lead Acid). Não requerem a reposição de água, por isso são 
seladas e não necessitam de manutenção. Os controladores de carga devem ser específicos 
ou ajustados para trabalhar com as baterias de eietrólito imobilizado, pois estas não podem 
receber sobrecargas. São baterias com grande vida útil, geralmente o dobro da vida útil das 
baterias de eietrólito líquido, sob as mesma condições de profundidade de descarga. Devido a 
tais características, são mais caras que as baterias comuns.
www.blue-soMom ' {
™ safety vatve
terminais
battery case
negative grid 
plates
microporous 
separa tor
figura SIS ■■ Baíeria de detróUto ímabílteada ÍVRÍ.A)
Baterias Estacionárias de Placa Tubular (OPzS e OPzV): são as baterias certas para sistemas 
robustos, de uso permanente em períodos entre 10 a 20 anos.
Podem ser do tipo OPzS, sigla em alemão (Ortsfeste Panzerplatte Spezial) que significa Placa 
Tubular Estacionária Especial, com eletrólito líquido e separadores especiais; ou do tipo OPzV 
{Ortsfeste Panzerplatte Verschlossen) que significa Placa Tubular Estacionária Selada, que tem 
eletrólito em gel e reguladas por válvula.
A diferença entre essas baterias e as anteriores está na forma dos eletrodos positivos, que são 
tubulares, com tubos permeáveis em torno das varetas, através dos quais circula o eletrólito. 
Esses tubos mantém a matéria ativa confinada, evitando alguns dos efeitos do envelhecimento 
das baterias (veja 8.2.4), aumentando o tempo de vida das baterias.
Estas baterias tem vida úti! muito superior às baterias comuns, mas são mais volumosas, mais 
pesadas e tem maior custo de instalação, inclusive nos preços comerciais muito superiores a
outros tipos de baterias.
As baterias OPzS necessitam de manutenção em períodos de 6 meses a 3 anos, enquanto as 
baterias OPzV não requerem manutenção durante a sua vida útil.
figunit 96 *■ fcteirorfos positívos <«© uiviã bstenst) OPzS
Baterias de Bloco com Placas Positivas Planas (Blocos OGi): as baterias OGi (do alemão: 
Ortsfeste Gitterplatten, que significa: Placas Estacionárias Radiais) são do tipo estacionária, 
com os eletrodos positivos em formato de piaca plana com uma configuração que está entre a 
das baterias de grade e as baterias de eletrodo tubular. As varetas encaixadas em um protetor 
comum, que possibilita a fabricação de placas pianas mais baratas que as tubulares, mas com 
vida útil muito maior. Os eletrodos negativos de uma bateria de bloco são em formato de grade.
As baterias OGi alcançam 1300 ciclos com profundidade de descarga de 75% e 4500 ciclos 
com 30% de Pd, Devido à grande reserva de ácido no vaso, a manutenção será necessária em 
períodos entre 3 a 5 anos. São muito utilizadas nos sistemas PV autónomos na Europa, pois 
conseguem ser recarregadas mesmo com baixas correntes.
Figura 97 - Placa positiva dt; bateria OGi
As baterias estacionárias podem ser disponibiiizadas em monobloco (quando os vasos que compõem 
a bateria estão dentro de uma carcaça única) ou em vasos independentes {quando temos vários vasos, 
geralmente transparentes que devem ser ligados em série para alcançar a tensão nominal). Os vasos tem 
maior capacidade de carga (em Ampère hora), mas a tensão é menor (2 voits nominais, nas baterias de 
chumbo-ácido) e são os mais indicados para sistemas muito grandes. As baterias especiais para sistemas 
fotovoltaicos (OPzS, OPzV e OGi) são disponibiiizadas, geraimente, em formato se vasos transparentes. 
Baterias especiais, pela sua tecnologia, são desenvolvidas para vida útil entre 10 e 20 anos. As baterias 
monobloco tem vida útil entre 2 e 5 anos.
Figura 9S - Vaso de 2V e hxteYm monobloco de 12V
É possível, mas não é recomendável, a conexão de baterias em paralelo para aumento de corrente. 
Como os elementos podem ter envelhecimento não uniforme, podem surgir correntes parasitas entre as 
baterias. Em instalações de baixa potência, esse efeito não é tão nocivo quanto em instalações de alta 
potência. Recomenda o número máximo de 6 conexões em paralelo. Por motivo de segurança, recomenda￾se pelo menos 2 blocos em paralelo,
8.2.3. Desempenho e Características das Baterias de Chumbo-Ácido
Vejamos alguns termos relativos às baterias que devemos considerar, no momento de projetar um 
banco de baterias:
Carga/Descarga: processo de conversão da energia elétrica em energia química e vice versa.
Durante o processo de carga a tensão da bateria aumenta gradativamente e, depois de certo 
valor, inicia-se o processo de gaseificação (eietrólise e liberação dos gases). Próximo da tensão de 
gaseificação, o fabricante determina o valor máximo de tensão para a carga da bateria, depois do 
qual o processo de carga é interrompido. Essa é a função do Regulador de Carga, que aplica ainda a 
tensão correta de acordo à temperatura ambiente.
À medida que a bateria se descarrega a tensão diminui. Cai rapidamente no início devido às perdas 
ôhmicas, depois cai continuamente até o fim da carga, quando cai rapidamente e atinge o valor limite 
a partir do qual a concentração do ácido diminui muito e começam os efeitos nocivos da suífatação 
(citado abaixo).
• Capacidade: é a quantidade de carga elétrica que uma bateria pode fornecer até ficar totalmente 
descarregada. A capacidade é o produto da descarga constante (IJ pelo tempo de descarga (tn):
É a forma e o número de pilhas iigadas em paralelo que determinam a capacidade de uma bateria. 
Esse valor depende da temperatura de operação, da tensão final e principalmente da corrente 
de descarga. Com correntes de descarga menores, a deposição do sulfato nas placas acontece 
vagarosa mente, o que permite maior penetração do sulfato. Com maiores correntes de descarga a 
deposição do sulfato acontece mais rapidamente, as moléculas se depositam no começo das placas e 
atrapalham as moléculas seguintes. Ou seja, é possível retirar mais energia da bateria quando é feita 
uma descarga lenta, do que quando é feita uma descarga rápida. É por isso que a capacidade nominal 
(CJ da bateria tem que ser especificada de acordo à corrente de descarga, ou de acordo ao tempo de 
descarga,
o Capacidade nominal Cn: quantidade de carga extraível de uma bateria (ou elemento) em 
n horas, em uma temperatura média de 25 0 C, e determinada corrente, até que a tensão 
da bateria caia para 1,8 V/eiemento (10,5 V numa bateria monobloco de 12 V nominais).
Se a capacidade total de uma bateria for utilizada em 10 horas, será drenada uma corrente 
muito maior do que se a descarga for feita em um período de 100 horas. Uma bateria 
de C100 = 100 Ah, pode ser descarregada em 100 horas com uma corrente de 1 A. Se 
dessa bateria for drenada uma corrente de 8 A, ela atingirá a tensão final em 10 horas.
Sua capacidade em C10 será de 80 Ah (C10 = 80 Ah). O fabricante é quem indica qual é a 
capacidade nominal da bateria, sendo que para as baterias estacionárias (para sistemas de 
backup) é de C10, para baterias de partida é de C20 e para as baterias fotovoltaicas é de C1£)0.
o Capacidade útil: capacidade utilizável da bateria. É o produto da capacidade nominal pela 
profundidade de descarga.
• Profundidade de Descarga: quociente entre a carga extraída e a capacidade nominal de uma 
bateria, expressa em porcentagem. A máxima profundidade de descarga, em uma bateria de 
chumbo-ácido, deve ser de 80%. Acima disso, a bateria pode não se recuperar e ser recarregada 
nova mente.
• Autodescarga: perda de carga da bateria quando esta está em circuito aberto. É provocada pela 
constante reação química no interior da bateria. Geralmente é expressa em porcentagem, medida 
por mês. A autodescarga é maior ou menor, segundo a temperatura no ambiente das baterias. 
Devido à essa perda energética, baterias não podem ser armazenadas, ou deixadas sem recarga, 
em sistemas fotovoltaicos de uso esporádico.
• Ciclo: sequência completa de carga e descarga da bateria em determinada profundidade de 
descarga. Quanto menor a profundidade de descarga, mais ciclos uma bateria suporta. Um ciclo é 
aberto quando a bateria começa a se descarregar, e é fechado quando a bateria é compietamente
recarregada. Em um sistema fotovoltaico que não recebeu suficiente radiação solar, o banco de 
baterias não será completamente carregado e o ciclo continua, com profundidade de descarga 
maior.
• Corrente: assim como a capacidade, é determinada baseando-se no período descarga/descarga da 
bateria:
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■ arCa/M h
I ^ C ^ / l O O h
8.2.4. Efeitos do Envelhecimento nas Baterias
O grande inconveniente das baterias é a sua curta vida útil, entre 2 e 6 anos (de 10 a 15 anos, para 
as baterias fotovoitaicas especiais). Os motivos da vida útii reduzida são os processos de envelhecimento 
sofridos pelos elementos. Esses processos reversíveis ou não, que podem se influenciar e intensificar 
mutuamente, são listados a seguir:
» Estratificação do Eletrólito {reversível) : com o processo decarga e descarga, o ácido no eletrólito 
tende a descer para o fundo da bateria, devido à sua maior densidade em relação à água que é 
liberada no processo. Durante o processo de recarga, o ácido vai se recombinando com a água, 
mas contínua mais concentrado na parte inferior, provocando maior diferença de potencial e 
maior desgaste na parte inferior das células. Para evitar a estratificação é recomendável uma 
pequena gaseificação controlada do eletrólito, através de uma carga de equalização, que 
consiste em uma sobrecarga por curto período. Os controladores de carga mais sofisticados 
são capazes de aplicar cargas de manutenção. Caso o sistema PV não disponha desse tipo de 
controlador, o técnico pela manutenção deve portar um carregador ou transportar a bateria 
para essa tarefa.
Baterias de eletrólito imobilizado não sofrem esse efeito e não podem receber as cargas de 
equalização, que as danificaria, além de outros riscos operacionais.
• Corrosão [irreversível): a corrosão da grade de chumbo do polo positivo é causada peio alto 
potencial positivo, que provoca o aumento da resistência da grade. Ocorre com mais frequência 
quando a tensão ultrapassa os 2,4 V ou fica abaixo dos 2,0 V. As escamas de material corroído 
que caem das placas podem provocar curtos-circuitos.
« Sulfatação (Irreversível): Se a bateria não for suficientemente carregada depois de uma 
descarga, começam a se formar cristais de sulfato que não são mais convertidos em chumbo 
ou óxido de chumbo durante a recarga. Com isso a matéria ativa diminui e junto, a capacidade 
de carga da bateria. A parte inferior da célula e a mais afetada, pois raramente recebe uma 
recarga total.
® Sedimentação {irreversível): a variação de volume durante os processos de carga e descarga 
provoca o desprendimento de matéria ativa que, com a formação de gás no eletrólito fica solto 
e cai no fundo do vaso. Se o espaço entre o fundo e as placas for pequeno, esses pedaços de 
matéria ativa podem causar curto-circuito entre as placas.
» Baterias de eletrólito imobilizado não sofrem desse problema.
® Secagem (irreversível): se ocorrer a gaseificação total do eletrólito e a água (destilada) não for 
reposta, a bateria secará e não funcionará mais.
Baterias de eletrólito imobilizado não sofrem desse problema.
8.2.5, Cuidados com Baterias Estacionárias:
Para uma maior vida útil do banco de baterias, alguns cuidados devem ser tomados:
• Evitar descargas diárias maiores que 30% de profundidade.
• Evitar descargas no fim da autonomia maiores que 60%.
• Sempre instalar as baterias em locais ventilados (exceto as de eletrólito imobilizado) e de acesso 
restrito.
• Conferir periodicamente o nível de eletrólito das baterias úmidas, pois a secagem do eletrólito
l l p
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determina o fim da bateria.
• Manter os terminais iimpos e apertados, evitando aumento de resistência ou possibilidade de 
curto-circuito causado pelo acúmulo de sujeira úmida.
• Usar EPI durante o trabalho com as baterias. As baterias são a maior fonte de perigo numa 
instalação PV autónoma. As medidas de segurança são aplicadas tanto às parte elétrica, quanto 
à parte química, pois o ácido sulfúrico é nocivo para seres humanos e para o meio ambiente, 
podendo provocar sérias queimaduras em contato com a pele. Os olhos e narinas devem estar 
protegidos durante o manuseio das baterias. As baterias de eletrólito imobilizado têm a vantagem 
serem menos críticas quanto à segurança.
« Fazer manutenção periódica, no mínimo a cada 6 meses, ao utilizar baterias de eletrólito úmido.
Nas baterias de eletrólito imobilizado é recomendável a manutenção anual.
• Evitar baterias automotivas para a concepção do banco de baterias, pois não são adequadas e terão 
que ser substituídas em períodos muito curtos.
Quanto à reciclagem, o Brasil já tem legislação que exige que o fabricante recolha uma bateria para 
cada unidade vendida,
O chumbo e a carcaça podem ser reciclados para a criação de uma nova unidade, enquanto os 
restos de ácido podem ser tratados antes de serem depostos. Esses procedimentos minimizam o impacto 
ambiental de se utilizar as baterias de chumbo para acumular energia em instalações fotovoltaicos 
autónomas.
8.3. Controlador/Regulador de Cargas
Em um sistema fotovoítaico autónomo, a tensão do arranjo fotovoltaico deve ser compatível com a 
tensão nominal do banco de baterias, que costuma ser de 12 V, 24 V, ou 48 V.
O controlador (ou regulador) de carga/descarga aumenta o rendimento do sistema fotovoltaico e 
a vida útil {quantidade de ciclos) das baterias. As tensões de carga e equalizaçio devem ser maiores que 
a tensão nominal, podendo ser em torno de 14,4 V numa bateria com tensão nominal de 12 V. Módulos 
Standard, com 36 a 40 células fotovoitaicas de silício cristalizado, geram tensões nominais entre 15 V e 18
V. Com o aumento da temperatura, a tensão dos módulos PV diminui, mas ainda assim deve ser maior que 
a tensão de carga das baterias. Quando a temperatura é menor, a tensão em ponto de máxima potência 
(Vmpp) do módulo citado acima será de aproximadamente 21V e a tensão em circuito aberto será de 25 V,
ultrapassando o limite máximo de tensão para recarga das baterias. Um controlador de carga mede a tensão 
das baterias e as protege de sobrecargas indevidas, de uma das seguintes formas:
® Desconectando o arranjo fotovoltaico quando sua tensão ultrapassa a tensão limite para 
recarga, como fazem os controladores em série.
« Aplicando um curto-circuito no arranjo PV através de um controlador shunt.
« Ajustando a tensão do arranjo, como fazem os controladores com MPPT.
Quando o nível de irradiância é baixo, o nível de tensão do arranjo PV será inferior à das baterias, 
fazendo com que as baterias se descarreguem nos módulos. Para evitar isto, os controladores possuem 
diodos de bloqueio integrados.
figura §9 - Controladores de carga
As funções fundamentais de um controlador de carga são:
» Controle da perfeita recarga do banco de baterias.
• Proteção contra sobrecargas indevidas.
• Proteção contra descarga excessiva {acima de 80%, ou ajustável).
» Informação do nível de carga do banco de baterias.
O melhor funcionamento das baterias para um longo período de vida, requer certa inteligência dos 
controladores de carga, que devem se adequar as tensões de carga, ao nível de carga, idade, temperatura 
de operação e tipo (gel, eletrólito líquido, etc.) de bateria.
Como a tensão de recarga deve variar em função da temperatura, os controladores de carga devem 
possuir um sensor, que se for integrado ao controlador, esse deve ser instalado próximo ao banco de baterias. 
Em alguns modelos o sensor é externo, permitindo sua instalação sobre as baterias.
Os controladores de carga e descarga possuem um sistema de Desconexão em Baixa Tensão (LVD 
— Low Voitage Disconnect), que protegem as baterias de descargas excessivas que evitam profundidades 
de descarga maiores que 80%. Essa proteção é ativa quando a tensão do banco de baterias cai abaixo de 
determinado valor, e pode ser ajustado em alguns modelos de controladores.
Os controladores suportam correntes limitadas, tanto de entrada (do arranjo fotovoltaico), quanto 
de saída (das cargas CC). Possuem fusíveis de proteção para os componentes sensíveis contra o excesso 
de corrente e, geralmente possuem o mesmo limite tanto na entrada quanto na saída. Os controladores 
comerciais tem capacidade que vão de 5 A até 60 A. Para arranjosfotovoltaicos maiores, podem ser utilizados 
vários controladores em paralelo, ou o arranjo é dividido em painéis menores ligados ao mesmo banco de 
baterias. Esta última configuração dá mais segurança e flexibilidade ao sistema pois, no caso de falha de 
um dos painéis, os demais continuam fornecendo potencial. Nos dois casos, não é recomendado o uso de 
controladores diferentes.
8.3.1. Formas de Controle de Carga
De acordo à forma como controlam a carga do banco de baterias, os controladores podem ser 
classificados em: controladores série, controladores shunt ou controladores com MPPT. Vejamos o 
funcionamento de cada um desses tipos.
83.1.1. Controladores Série
Quando o banco de baterias alcança a tensão máxima de carga, esse tipo de controlador desconecta 
o arranjo fotovoltaico através de um relê ou uma chave de estado sólido, voltando a conectar o arranjo PV 
quando a tensão cai para determinado valor. Essas conexões e desconexões criam uma oscilação de tensão 
próxima à tensão máxima de carga, mas também cria perdas de energia.
Hguní XÚO ~ Esquema de funcionamento de um controlador de carga do típo Série
83.1.2. Controladores Shunt
Um controlador shunt reduz continuamente a potência do arranjo fotovoltaico, a partir do momento 
em que a tensão máxima de carga é alcançada. Como o arranjo continua gerando energia, a corrente 
excedente é usada como corrente de curto circuito no arranjo PV, que pode trabalhar em curto circuito - 
sofrendo apenas um leve aumento de temperatura. Este é o método ideal para as baterias, pois a recarga é 
feita de forma segura e eficiente.
figura 101 ■■ Esquema de funcionamento de um controlador de carga do tipaStnM t
83.1.3. Controladores com MPPT
Como é a tensão das baterias que determina o ponto de operação do arranjo fotovoltaico, fazendo 
com estes trabalhem fora do ponto de máxima potência na maior parte do tempo, os controladores de carga 
do tipo shunt ou série nem sempre conseguem aproveitar o máximo da energia solar disponível. As perdas 
energéticas podem ficar entre 10% e 40%, de acordo à tensão das baterias, da írradiância e da temperatura. 
Essas perdas podem ser evitadas ao se utilizar um sistema de seguimento do ponto de máxima potência
(MPPT) que é, basicamente, um conversor DC/DC regulado. A regulagem é feita por um MPPT que a cada 5 
minutos (aproximadamente) estuda a curva característica l-V do arranjo fotovoltaico e determina o ponto
de máxima potência, regulando o conversor DC/DC para aproveitar ao máximo a potência do arranjo e 
ajustando-o em função da tensão de carga das baterias. A eficiência do conversor DC/DC está em torno de 
90% a 96%.
rigi.fr» 107 ~ êe fumikmamsnto de um controlador com iVIÍW
O uso de controladores MPPT só é eficiente em sistema com potência pico superior a 200Wp, pois em 
potências menores as perdas no conversor DC/DC são maiores que os ganhos. Devido à maior complexidade 
e sofisticação do circuito eletrónico, os controladores MPPT são mais caros que os controladores do tipo 
Série ou Shunt, e seu uso é benéfico em sistema com potência pico superior a 500Wp.
8.3,2. Critérios de Seleção de um Controlador
Na hora de escolher o regulador/controlador para um sistema fotovoltaico, levamos em consideração:
• Tensão Nominal do Sistema PV: o controlador deve ter tensão nominal igual à tensão do banco 
de baterias, que é a tensão nominal do sistema fotovoltaico, que é quem determina o modo de 
associação dos módulos fotovoitaicos e das baterias.
® Corrente de Curto Circuito do Arranjo Fotovoltaico: os controladores devem ser capazes de 
receber a totalidade de corrente enviada pelo arranjo fotovoltaico, que é a corrente de curto￾circuito. A corrente de curto-círcuíto do arranjo é a soma das correntes dos módulos ligados em 
paralelo. Deve-se considerar um fator de segurança entre 10% e 25%, e a ligação de fusíveis entre o 
arranjo PV e o controlador de carga.
• Corrente de Saída: no caso de cargas CC ligadas ao controlador, deve-se considerar um fator 
de segurança entre 10% e 25% para a corrente que vai das baterias parras essas cargas. Para 
calcular a corrente de saída, somam-se as correntes de partida de todas as cargas que funcionarão
simultaneamente.
Fabricantes de controladores de carga: ATT TBB, Heliotrope, Mastervolt, Meyer Solar Technologic, 
Morningstar, Phocos, Reusolar, Schams Electronic, Solarwatt, Steca, SunSelector, Sun Ware, Trace,
Uhimann Solarelectronic, Xantrex.
www.blúé-soi.com '■:
8.4, Inversores Autónomos
Nos sistemas fotovoltaicos, a geração, armazenamento e dísponibiíização da eletricidade é na forma 
de corrente contínua {CC). Para a utilização de aparelhos que funcionam com corrente alternada (CA) é 
necessário um conversor que transforme a corrente contínua com tensões entre 12 V e 48 V, em corrente 
alternada com tensões de 127 V ou 240 V. Essa é a função dos Inversores Autónomos, utilizados em sistema 
fotovoltaicos isolados.
figura 1<B - invsrsorss para uso foiovolíasco.
8.4.1. Características dos inversores Autónomos
As características desejáveis para a escolha de um bom inversor para um sistemafotovoltaico autónomo 
são listadas abaixo:
• Boa eficiência na conversão elétrica: . É recomendado que o(s) inversor(es) tenha(m) eficiência 
acima de 80%. A eficiência máxima de um inversor acontece, geralmente, quando este está 
fornecendo entre 50% e 70% de sua capacidade nominal contínua. Inversores mais sofisticados 
conseguem altas eficiências mesmo quando parcialmente carregado, ou com carga próxima à 
máxima nominal.
• Alta capacidade de sobrecarga: um inversor deve ser capaz de fornecer uma potência 
instantânea bem maior que a potência nominal, o que permitirá a partida de dispositivos 
elétricos que consumam alta corrente de partida (ex.: motores), sem a necessidade de super
dimensionar o inversor na fase de projeto.
• Tolerância para as flutuações de tensão das baterias: durante os processos de carga e 
descarga, a tensão das baterias varia de tal maneira, que pode ser nociva a dispositivos mais
sensíveis.
• Baixo autoconsumo: (quando em stand-by) e detecção automática de cargas.
« Proteção contra curto-circuito na saída CA.
• Alta proteção eletromagnética.
• Baixa distorção harmónica: se refere à qualidade da forma de onda de saída da corrente 
alternada. Quanto menor a distorção, mais qualidade tem a corrente de saída.
• Proteção contra surtos.
Alguns inversores possuem um sistema possuem um sistema de controle que lhes permite carregar o 
banco de baterias por uma fonte de energia elétrica em corrente alternada. Esses inversores, chamados de 
inversor-carregador, não são inversores grid-tie e não podem ser utilizados em sistema on-grid.
Tipos de Inversores
De acordo ao formato de onda de saída os inversores autónomos podem ser classificados em:
• Inversores de onda quadrada: São os mais baratos. A onda de saída tem uma grande quantidade 
de harmónicos indesejados, que geram interferências em alguns aparelhos, e também perdas 
de potência. Costumam ser utilizados com cargas pequenas (ex.: tv's, notebooks, etc.) e não são
adequados para motores, Tem distorção harmónica que pode chegar a até 40%, e rendimentos em 
torno de 60%,
® Inversores de onda senoidal modificada: São os que apresentam a melhor relação custo-benefício. 
O formato da onda de saída não é uma senóide pura, mas se aproxima muito. Podem alimentar
quase todo tipo de carga, mas não são recomendados para aparelhos eletrónicos mais delicados.
Tem distorção harmónica em torno de 20%, e rendimentos em torno de 90%.
* inversores de onda senoidal pura: São os que têm formato de onda de saída igual à rede elétrica 
das concessionárias. São indicados pra alimentar dispositivos eletroeletrônicos mais sensíveis 
e atualmente estão sendo mais utilizados que os outros tipos de inversores. Não apresentam 
problemas quanto a distorções harmónicas ou estabilidade da tensão. São mais caros que os 
inversores de onda quadrada ou senoidal modificada.
8.4.2. Critérios de Seleção de Inversor Autónomo
Fontes de energia em corrente contínua de 12 V ou 24 V alcançam seus limites quando é necessário 
alimentar cargas mais poderosas ou quando é necessário um segmento de cabo muito comprido. Baixas 
tensões requerem altas correntes para fornecerem o mesmo potencial elétrico, e isso determina o uso de 
cabeamento com grande seção transversal. Soma-se a estes fatores a não disponibilidade da maioria dos 
eletrodomésticos e outros aparelhos em corrente contínua. Em alguns casos, até mesmo os sistema de 
iluminação fica mais eficiente, se alimentado por um inversor.
Em sistemas fotovoltaicos autónomos (isoladas) o inversor é conectado diretamente à bateria, desde 
que possua sistema de desconexão por baixa tensão (LVD). Esses inversores são, geralmente, monofásicos 
em tensão de 110/115 volts (padrão americano) com frequência de 60 Hz, e tensão nominai de entrada de 
12 e 24 volts. Temos no mercado grande disponibilidade de inversores em várias potências, que vão desde 
alguns Watts até quilowatts. Os inversores para potências maiores que 500 W geralmente possuem tensão 
de entrada de 24 V. Inversores acima de 5 kW de potência, geralmente, tem tensões de entrada igual ou 
maior que 48 V. Os inversores influenciam diretamente a tensão nominal d sistema fotovoltaico, pois não é 
recomendável utilizar um conversor CC/CC, o que baixaria o rendimento giobal do sistema PV.
Para a escolha da potência nominal do inversor, utilizamos a seguinte equação:
Onde:
P = Potência nomina! do inversor
WAC = Potência das cargas CA ligadas simultaneamente
F$ - Fator de segurança.
O fator de segurança será dimensionado de acordo à quantidade de cargas com altas potências de 
partida, como geladeira, lavadora de roupas, ferramentas e outros motores.
Sistemas fotovoltaicos autónomos residenciais podem se beneficiar do uso de vários inversores, 
dividindo as cargas de acordo ao perfii de uso e simultaneidade. Como exemplo, poderia todo o circuito do 
sistema de iluminação estar concentrado em um inversor de menor capacidade; os aparelhos eletrónicos 
comuns às salas de estar poderiam ser ligados a outro inversor; a geladeira poderia ter um inversor 
devídamente calculado para as suas necessidades; enquanto os pequenos eletrodomésticos comuns à 
cozinha poderia fazer uso do inversor dedicado à lavadora de roupas e micro-ondas, que não sao ativados 
simultaneamente. Tal configuração pode tornar o sistema mais confiável, aiém de mais barato em alguns 
casos, pois um inversor que suportasse todas as cargas seria mais caro que vários inversores menores.
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Figura 104 - tiquema dí? llgaçoe-i simplificado.
www.bfue~soi.com.br
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9. Dimensionando Sistemas Fotovoltaicos Autónomos
Neste capítuío faremos o dimensionamento de um Sistema Fotovoitaico Autónomo.
O exemplo de cálculo será um pequeno sistema que suprirá de energia elétrica uma pequena residência rural 
situada nas proximidades da Cidade de São Paulo.
Para definir todos os elementos que comporão SFA em questão vamos seguir uma lógica de raciocínio no cálculo de 
cada componente, segundo a lista a seguir:
1. Características do Sistema Fotovoitaico.
1. Demanda diária média
2. Potência do{s) inversor(s) Autônomo(s)
2. Banco de Baterias.
1. Capacidade Útil
2. Profundidade de descarga
3. Capacidade Real
4. Configuração dos elementos
3. Painel Fotovoitaico.
1. Disponibilidade solar
2. Potencial solar no plano do painel fotovoitaico
3. Cálculo e configuração de elementos
4. Controlador(es) de carga
4. Cabeamento
Durante o dimensionamento do SFA faremos uso de diversas fórmulas rápidas que, se memorizadas, permitirão o 
cálculo rápido em qualquer situação.
Acostume-se com as fórmulas e os termos utilizados neste texto. Para facilitar a memorização, transcrevemos cada 
um dos termos em uma sigla. Vejas as fórmulas e siglas logo abaixo.
No decorrer do exercício comentado deste capítulo faremos uso de cada uma dessas fórmulas. Se preferir (copie e) 
destaque esta página e faça vários exercícios.
O método de cálculo apresentado aqui só deve ser utilizado para sistemas fotovoltaicos autónomos que utilizem 
módulos fotovoltaicos para sistemas autónomos (módulos Standard) de 36 ou 72 células.
N B = B S * B P
Nomenclaturas:
B S =
Vi Vi
VBVB
B P =
CNCN
C R = cu cu
P dP d
cu = ER*N ER*N
Vi Vi
E R = 
N =
m
ED EB
R R
m c * m n Í5 F
Vi Vi
m , = ---------
VmVm
mp = KViJ
Q,9*lmp*HSP
rE'P\
Q,9*Imp*HSP
E p E p =
ER ER
0,50,9
H S P = Rc*kHck
NB = Número de Baterias
BS = Baterias em série (para alcançar a tensão de projeto).
BP = Baterias em paralelo (para alcançar a capacidade de acumulação 
necessária).
Vi = Tensão de operação do sistema (em Volts).
VB = Tensão nominal da bateria/eiemento (em Volts).
CR = Capacidade Real do Banco de Baterias (em Amperes hora Ah).
CN = Capacidade Nominal da Bateria/eiemento (em Ah),
CU = Capacidade útil do Banco de Baterias (em Ah).
Pd = Profundidade de descarga das baterias/elementos no fim da 
autonomia (40% - 0,4).
ER = Energia Real diária (já computadas as perdas).
ED = Energia Diária a ser fornecidas às cargas.
R = Rendimento Global da Instalação em decimal (89% = 0,89).
N = Número total de módulos fotovoltaicos.
ms = Módulos em série (para alcançar a tensão de projeto).
m p - Módulos em paralelo (para alcançar a corrente de projeto).
Vi = Tensão nominal de operação da instalação (em Volts).
VmVm = Tensão nominal do módulo fotovoltaico escolhido (em Volts).
EpEp - Energia que o Painel deverá gerar diariamente (em Wh/día)
Impplmpp = Corrente de Máxima Potência do Módulo escolhido (em A)
HSPHSP= Potencial energético do local da instalação, no plano do 
painel (Horas de Sol Pleno em kWh/dia em média mensal)
ER = Energia Real diária (já computadas as perdas).
Hc = Energia solar incidente no local da instalação (em l<Wh/m2)
kk ~ Coeficiente de relação da energia incidente num plano inclinado 
orientado ao equador, e o plano horizontal (chão).
Análise da Curva de Carga
O primeiro passo é a análise dos consumos, onde verificamos a 
potência e o tempo de uso de cada aparelho consumidor de energia 
elétrica. No caso da residência rural, teremos os seguintes aparelhos 
eletroeletrônicos que deverão receber potência elétrica, cada um em 
seu tempo de uso:
Qt Descrição Potência
(Wh)
Tempo de
uso (h)
Consumo Diário
(Wh/Dia)
2 Lâmpadas na sala (fluorescente) 9 W 4 h 72 Wh/dia
_J__ Lâmpada na cozinha (fluorescente) 9 W 6 h .. 54 Wh/dia
„3 Lâmpadas do quartos (fluorescente) 9 W 3 h 81 Wh/Hia
_1 Tv +Antena parabólica________________ 12Q W....... 5 h 600 Wh/dia
-.Subtotal____ 807 Wh/dia
Note que multiplicamos a potência em Watts do aparelho pelo tempo de uso, e assim obtemos o seu consumo 
elétrico em Watt hora por dia (Wh/dia). Soma-se o consumo de todos os aparelhos e teremos o potencial elétrico 
que o sistema fotovoltaico deverá fornecer às cargas. Esse é o primeiro dado, e um dos mais importantes, para a 
concepção de um sistema fotovoltaico.
Todos os aparelhos citados acima são de uso comum e funcionam em corrente alternada (CA) em 127 Volts. 
Portanto deverão ser conectados às baterias por intermédio de um Inversor de Corrente Autónomo com saída em 
127 Volts. Antes de verificar nos catálogos de fornecedores, precisamos saber a potência de tal inversor. Para isso 
verificamos a potência instantânea que o inversor deverá controlar, somando a potência dos aparelhos que serão 
ligados simultaneamente. No exemplo em que estamos trabalhando, consideramos a possibilidade de todos os 
aparelhos serem ligado ao mesmo tempo:
Qt Descrição Potência
(Wh)
2 Lâmpadas na sala (fluorescente) 9 W
1 Lâmpada na cozinha (fluorescente) 9 W
3 Lâmpadas nos quartos (fluorescentes) 9 W
1 Tv + antena parabólica 120W
Total 174 W
A potência que o inversor deverá controlar será de 174 W de maneira permanente. Como os conversores de 
corrente, têm sua máxima eficiência ao trabalho na faixa entre 50% e 70% da sua capacidade máxima, devemos 
prever uma folga ao dimensionar o inversor. No caso apresentado agora, teremos o seguinte cálculo:
174 W
Inversor com folga de 30%, ou seja, com 
utilização de 70% de sua capacidade.
Inversor com folga de 50%, ou seja, com 
utilização de 50% de sua capacidade.
Podemos escolher, na lista de produtos de um dos fornecedores, um inversor com potência contínua entre 250 W e 
350 W, com saída para 127 Volts.
Neste exercício exemplo utilizaremos um Inversor Autónomo do fabricante Xantrex, modelo Prowatt250, com as 
seguintes característícas:
Máxima .Potência Contínua 25fl Watt?;
.. Potência de Surto/Pico....... 500 Watts
Tensão de Saída CA 115 V (padrão americano)
Tensão de Entrada CC 12 V ou 24 V
Eficiência Máxima 90%
_Eoimato de Onda.de Saída Onda SenoídaLModificada_______________________
Note que o fabricante não cita a faixa de máxima eficiência, apenas o seu valor: 90%. Esse inversor autónomo tem
potência de surto/pico de 500 Watts e a saída é em onda senoidal modificada, não sendo adequado para a partida 
de motores. A tensão de entrada pode ser tanto 12 Volts quanto 24 Volts. Recomenda-se a tensão de 24 Volts, pois 
assim a bitola dos fios poderá ser menor, sem que hajam perdas de potência elétrica.
Devido ao fato do inversor autónomo ter eficiência máxima de 90%, deve-se considerar um novo valor para a 
energia elétrica a ser gerada diariamente pelo sistema fotovoltaico (ED), que leve em conta o autoconsumo do 
inversor. Para isso, dividimos o valor encontrado anteriormente (807 Wh) pelo valor da eficiência do inversor em 
decimal (0,90):
www.blue-sol.com
E D — — ED = — = 897 Wh/dia
0,9 0,9 '
O valor mostrado acima é o que deve chegar até os terminais do inversor, em corrente alternada, e que será 
convertido em corrente contínua para a alimentação das cargas calculadas anteriormente.
Devido às perdas em todos os elementos que compõem o sistema fotovoltaico, devemos considerar um potencial 
acima do estipulado acima, no qual seja computado o Rendimento Global do SFA. O valo médio do Rendimento
Global é de 89% (0,89) que é calculado mediante os fatores de perdas possíveis que envolvem desde a perda 
por conversão eletroquímica no interior das baterias até um fator adimensional que leva em consideração a 
possibilidade de mau uso. Esse coeficiente de perdas adimensional é ensinado nas faculdades de engenharia e é 
jocosamente chamado de FC, sendo que aqui o nomeamos de Coeficiente de perdas por Verificação (Kv). Caso você 
tenha interesse em conhecer os coeficientes e metodologia de cálculo do rendimento global de um SFA, entre em 
contato com o seu tutor e peça o documento: Rendimento Global, Por hora consideramos o valor médio padrão:
R = 0,89
A tensão da parte CCd (corrente contínua) do SFA será de 24 Volts, devido ao inversor autónomo escolhido, 
conforme dita anteriormente:
Vi = 24 V
A autonomia varia de acordo ao nível de insolação da localidade onde será instalado o sistema fotovoltaico e o nível 
de segurança, ao custo de mais baterias. Suponhamos que realizaremos esta estação geradora PV numa localidade 
beneficiada pelo sol, onde raramente temos dois dias sem insolação direta. Portanto podemos escolher uma 
Autonomia de 3 dias.
N = 3
9.1. Banco de baterias
O banco de baterias será composto por baterias Moura 12MF105, que são baterias de 12 V de tensão nominal, 
e tem capacidade C20 = 105 Ah. A melhor profundidade de descarga para este modelo (para um tempo de vida 
estimado em 2 anos) é de 45 %. Com 3 dias de autonomia e profundidade de descarga no fim da autonomia em 
60%, temos em torno de 20% de profundidade de descarga diária, e a projeção de mais de 1800 ciclos de carga e 
descarga.
Nos sistemas fotovoltaícos autónomos as baterias trabalham com ciclagem diária, ou seja, são descarregadas e 
descarregadas diariamente. £ necessário considerar a probabilidade das baterias não "fecharem o ciclo" no dia 
seguinte, e continuarem se descarregando em uma profundidade maior. Observando no gráfico do fabricante 
podemos, então, estimar a vida útil da bateria, com base na profundidade de descarga:
Figura 1 Gráfir.o da yída útil peia profundidade de dsssarga das Baterias Moura
Com base nesse gráfico podemos estimar que as baterias Viverão' entre 2 anos (300 ciclos - a 40%) e 5 anos (1800
ciclos “ 3 20%),
Seguindo com os cálculos, usaremos as seguintes características para este modelo de bateria:
Vb - 12 V 
Cn -105 Ah 
Pd « 0,6
Estas características variam entre fabricantes e modelos, devido às tecnologias que estes utilizam em seus 
dispositivos. Os manuais e catálogos técnicos trazem estas características.
Aplicação do Método de Cálculo:
Já temos dados suficientes para calcular as características de um banco de baterias para suprir as necessidades da 
residência ensaiada:
EO - 897 Wh/Dia 
N = 3
Vi = 24 V 
R = 0,89 
VB = 12 V 
CN = 105 Ah 
Pd - 0,60
Vamos calcular a Energia Real a ser fornecida peia instalação, que é a Energia Diária somadas as perdas:
ER = ~ ER = ^ ER = — ER = — = 1.008 ER = 1.008 Wh/Dia
R R 0,89 0,89 '
Sabendo a Energia Real, podemos calcular a Capacidade Útil do banco de baterias para 3 dias de autonomia:
cu =ER*NER*N
V i V i
cu =1,008*31,008*3 
24 24 = 126 CU = 126 Ah
As baterias não podem se descarregar totalmente, pois ocasionaria a fim da sua vida útil. Podemos aproveitar 
apenas uma parte da energia acumulada nas baterias, o que equivale à profundidade de descarga. Por isso a 
Capacidade Real do banco de baterias deverá ser maior que a Capacidade Útil: para que "sobre" carga acumulada 
nas baterias. Como já vimos, quanto menor a profundidade de descarga, mais ciclos de carga e descarga a bateria 
suporta, Só que uma menor profundidade de descarga demanda uma maior Capacidade Real, o que encarece o 
banco de baterias.
Vamos aos cálculos:
„ CU CU
CR = -----
PdPd
__ 126126
0,6 0,6
210 CR = 210 Ah
Portanto o banco de baterias deverá ter a Capacidade Real de 210 Ah para prover a potência de 1.008 Wh/Dia por 
3 dias. Devido a perdas em toda a instalação, devemos fornecer um pouco mais às cargas, que demandam 897 Wh/
Dia.
Calcularemos a quantidade, e o modo associação das baterias Moura 10MF10S para montarmos esse banco de 
baterias.
www.blue-soi.com
Primeiro o número de baterias em paralelo:
BP = CR CR
CNCN
B P = i i £ ^ = 2
105105
BP
Teremos, portanto 3 baterias em paralelo. 
Vejamos a quantidade de baterias em série:
BS = Vi Vi
VBVB
BS =
2424
1212
= 2 BS = 2
Usaremos, então 2 baterias em série.
Já sabemos então o número total de baterias:
NB = BS * BP NB = 2 * 2 = 4 NB = 4
Nosso banco de baterias será constituído por 4 baterias Moura 12MF105, que serão associadas da seguinte forma:
1 ~ 2 baterias em série, totaiizando 24 V
2 ~ 2 conjuntos iguais aos anteriores completando a capacidade de carga necessária.
Dicas importantes:
Os fabricantes dão certas recomendações em relação aos bancos de baterias, tanto para maior segurança dos 
sistemas, quanto para maior vida útil das baterias:
1 - Evitar mais de 6 ramos/bíocos (baterias em série) em paralelo, para evitar os efeitos do envelhecimento 'não 
uniforme' das baterias;
2 - Ter no mínimo 2 ramos/blocos em paralelo, para maior segurança, no caso de um elemento em série apresentar 
falhas;
3 - Evitar montar bancos de baterias com capacidade total muito maior que a corrente máxima do painel 
fotovoltaico. É recomendado que o banco de baterias tenha capacidade máxima entre 10 vezes a 15 vezes a corrente 
máxima do(s) painel(eis) fotovoltaico(s), e o limite máximo de 25 vezes a corrente máxima.
mtflp mm m
T
I
I T
• —
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www.blue-sol.com
9.2. Painel Fotovoltaico
9.2.1. Influência do Controlador de Carga
Há uma importante consideração a ser feita, quando se calcuia o painel fotovoltaico, em relação ao(s) 
controlador(es) de carga utilizado:
Controladores com MPPT (Seguidor do Ponto de Máxima Potência) por possuírem um conversor DC/DC entre o 
painel fotovoltaico e o banco de baterias, conseguem aproveitar melhor a irradiância encontrando sempre o ponto 
de máxima potência (por isso o nome) e fornecem uma tensão constante com corrente variável, extraindo potências 
aplicáveis mesmo em situações de radiação abaixo do umbral.
Controladores sem MPPT desperdiçam parte da energia solar nas primeiras e últimas horas do dia, bem como em 
períodos de baixa insolação. Como NÃO se adaptam às condições de irradiância e temperatura (como fazem os 
MPPVs) as irradiância abaixo do umbral não são suficientes para ativar seus circuitos (no caso dos controladores 
mais sofisticados) ou vencer a barreira imposta pelos diodos interno de proteção, fazendo com que a energia 
convertida pelos módulos não seja aplicada às baterias. Além disso, a forma de atuação dos inversores menos 
sofisticados, que não sua grande maioria é do tipo série, provoca um grande perda em relação à potência pico do 
painel fotovoltaico.
Quando planejamos um painel fotovoltaico para sistemas autónomos que possua um controlador de carga com 
MPPT podemos considerar a Energia que o Painel deve gerar (Ep) como sendo igual à Energia Real (ER):
Ep = ER
Se o projeto não possuir um controlador de carga com MPPT devemos considerar que a Energia que o Painel deve 
Gerar [Ep) deve ser 10% superior que a Energia Real {ER) para compensar essas perdas (e outras) no controlador:
ER
Neste exercício, consideramos um controlador de carga SEM Seguidor do Ponto de Máxima Potência {MPPT), por 
isso teremos:
1.008
Ep = - 1.120 W h !dia
9.2.2. influência da Disponibilidade Solar no Locai
O Sistema Fotovoltaico Autónomo será instalado em uma fazendo próxima à São Paulo. Para saber o potencial solar 
de qualquer localidade (ou cidade de referência) do Brasil fazemos uso do banco de dados de Radiação Solar do 
CRESESB - Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito (www.cresesb.cepel.brj.
O CRESESB disponíbiliza uma ferramenta de consulta aos dados chamado de Sundata, disponível através do seguinte 
link:
http://bit.lv/oDhZhr
-> Casa Solar Eficiente Potencial Energético Solar - SunData
; Centros de
; ■+ Demonstração do
: SENAI
^TUtorial
: . Perguntas Frequentes
:' (F A Q )
: -»Potencial Energético
I-»Publicações ■
j ■■> Legislação
; -> Eventos
: ^ Guia de Instituições e
j Em presas
O programa SunOata destina-se ao cálculo da radiação solar diária média rr 
nacional e consíitui-se em uma tentativa doCRESESB de oferecer uma ferram 
sistemas íotcvoltaicos. For usado no dimensionamento dos sistemas nas drvers.
15 B ase de D ados de radiação solar incidente
Si Busca por Coordenadas
í±i Cálculo da Radiação no piano inclinado
i (B Apresentação dos Dados 
ÍB Sobre o Sunciata
Coordenada Geográfica
Latitude longitude
Oeste
Para consultar os dados é necessário informar a latitude e longitude do local de instalação do SFA. Essa informação 
pode ser adquirida facilmente através do Google® Maps®:
http://maos.googie.com.br/
Apenas 'encontre' a localidade a ser pesquisada e dique com o botão direito do seu mouse, selecione: "0 que 
aqui?" e as coordenadas geográficas aparecerão na barra de pesquisa.
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iiitSi naíngaedss
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íElii IP-Sfi ' j Coma chegar a partir daqui
.....TT ' Smlí
nt v : p***j Como chegar até aqui
ÍSÉ»3
Guadío S Pri:SíÕí!i-l
[s£5»3 ' Ampliar
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ísíSU
[ Ctíí? Objijiv i.í fcifrtótatstf*
[sKíg| ---- aíBaiunso"'"
is SíiiítS] ■ ls£sSi
Lance a iatítude e longitude no Sundata para a consulta, que retornará uma tabela com os valores de Radiação Solar 
em média mensal.
www.blue-soI.com
Município: São Paulo * SP 
Latitude: 23,547500» Suí 
Longitude: 46,636111» Oeste 
Distância:.? Kn______________
Radiação diária média m ensal [kw h/m 2.dia}
# Ângulo Inclinação Jan F e v Mar Abr Maí Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média Delta
Pl3no Horizontal 0’ M 4,50 5,00 4,06 3,61 3,19 2,94 3,22 3.72 3,75 4,03 5.00 4,53 3,96 2,06
7 Angulo igual a latitude 24 ‘ N 4,10 4.77 4,15 4,04 3,91 3,78 4,09 4.35 3,95 3.92 4.59 4,08 4,14 ,98
/ Maior média anual 21* N 4,17 4,«3 4.16 4,01 3,84 3,70 4,01 4.31 3,95 3.96 4.67 4,16 4,15 1.12
•/ Maior mínimo mensal 2B' N 3,99 4,07 4,11 4,06 3,38 3,88 4,18 4,42 3,94 3,86 4,47 3,96 4,13 ,31
«i caixas {te seleção cara stMfeer a visusiiísçãt áas curvas de radiação no gráíscc.
Para o dimensionamento do painel fotovoltaico de um sistema autónomo, consideramos o menor valor de Radiação, 
que no caso acima se refere ao mês de Junho: 2,94 kWh/m2.dia no plano horizontal, além dos valores da Radiação 
em três inclinações diferentes.
A sujeira sobre os módulos fotovoltaicos é tão representativa na geração, que utilizamos um coeficiente para avaliar 
a sua ação sobre a geração. Em locais de alta poluição atmosférica subtraímos um percentual de 5% da Radiação 
Solar diária; em locais afastados dos centros urbanos podemos considerar um ganho de 5% devido à menor 
absorção dos raios solares pelas partículas suspensas. Pode ser utilizado o fato 1 para os casos de desconhecimento 
sobre os níveis de sujeira/poluição do ar.
Na cidade de São Paulo, o coeficiente de correção será de c = 0,95 e o potencial energético corrigido (Hc) será de 
2,94*0,95, ou seja:
Hc = 2,94*0,95 = 2,79 kWh/m\dia
Geralmente a melhor inclinação para um painel fotovoltaico é dada pela seguinte fórmula: 
fí = lat + (lat/4)
= inclinação do painel fotovoltaico em graus, em relação ao plano horizontal, 
lat - latitude da localidade em graus
Essa fórmula dá um valor aproximado. O banco de dados Sundata do CRESESB sugere a melhor inclinação para o 
painel fotovoltaico que, se considerada no projeto, produ2 ótimos resultados.
Como a cidade de São Paulo está situada na latitude de 23,32° a melhor inclinação para um paínei fotovoltaico de 
sistema autónomo é:
B = 23,32° + (23,3274) = 29,15° * 30° de inclinação (o Sundata sugere 28°).
9.2.3. Influência da Inclinação do Painel Fotovoltaico
O conjunto de tabelas “Fator de Correção k para superfícies inclinadas", disponível para download no 
endereço http://w ww.blue-sol.com/dowiiloads/HSP-e-FatorK.xls, mostra a diferença entre a energia 
captada por uma superfície orientada para o equador e inclinada em determinado ângulo, e a energia 
captada por uma superfície semelhante sem inclinação em relação ao plano horizontal. Na planilha 
temos os fatores k para a latitude de 23° (23,32° se aproxima mais de 23°.). Se tomarmos como base a 
inclinação de 30° (arredondamos para cima a inclinação ideal de 29,15° em São Paulo) observaremos 
no mês de Junho o fator k de 1,22. De acordo à inclinação, teremos uma diferença anual (mês a mês) 
entre a energia no plano horizontal (Sundada — CRESESB) e a superfície inclinada.
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Enquanto temos um incremento (posicionando e inclinando corretamente o painel) nos meses de menor 
Irradiânda, teremos uma diminuição, nos meses de maior irradiando (ex.: veja o fator k para o mês de novembro 
e multiplique pelo H desse mês. 0 Resultado é: 0,88*5 - 4,4 kWh/m2.día.) Devemos escolher a inclinação que dê 
o máximo incremento no meses com pouca irradiação solar, mas que não provoque uma grande diminuição nos 
meses com muita irradiação solar.
K - 1,22 (no mês com menor irradiação -Junho).
Com esses valores teremos como resultado as Horas de Sol Pico, que são o equivalente em Quilowatts hora incidem 
sobre um metro quadrado de superfície orientada para o equador e inclinada, na região:
HSP = 2,79*1,22 - 3,4 kWh/dia (no mês de Junho em São Paulo, em um painel inclinado a 30° e orientado para o
Norte geográfico)
9.2.4. Calculando o número de Módulos Fotovoltaicos
Para construir o painel fotovoitaico deste exemplo utilizaremos os módulos fotovoltaicos STP050D-12/MEA da 
Suntech. Esses módulos tem as seguintes características:
Potência Pico (Wp): 50w
Tensão Nominal de trabalho (Vm): 12 v
Tensão em Máxima Potência (Vmpp): 17,4 V
Corrente em Máxima Potência (Impp): 2,93 A
Tensão em Circuito Aberto (V ): 21,8 V
Corrente de Curto Circuito {lse): 3,13 A
Aplicando o método de cálculo, poderemos saber quantos módulos, e quai a configuração serão adequados ao
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painel solar do nosso sistema:
Para alcançar a tensão de trabalho do nosso sistema, associaremos módulos em série. Módulos em série recebem o 
nome de Fileiras. Cada fileira terá a seguinte quantidade de módulos em série:
Calcularemos a quantidade de fileiras em paralelo para suprir a corrente necessária à carga das baterias que provém 
energia elétrica ao nosso sistema:
... portanto o painel terá 5 fileiras em paralelo.
O número total de módulos Nm será:
IMm = ms*mp è 2 * 5 = 10
O painel fotovoltaico será composto por 10 módulos Suntech STP050D-12/MEA, inclinado em 30° e orientado para o 
Norte geográfico, em São Paulo.
O painel fotovoltaico gerará um potencial energético variável, de acordo à Irradiação Solar incidente. Em meses 
de maior irradiação, o potencial será maior, as baterias serio carregadas mais rapidamente, e o excedente de 
energia pode ser perdido, pois o controlador desconectará o painel fotovoltaico do banco de baterias, após este ser 
total mente carregado.
9.2.5. Escolha do Controlador de Carga
O controlador de carga é o responsável por usar essa energia excedente para as tarefas de manutenção do banco de 
baterias como, por exemplo, as cargas de equalizaçõo. Um controlador de má qualidade simplesmente desperdiçará
a energia excedente.
O controlador de carga deverá ser dimensionado com um fator de segurança de 25% da corrente de curto-circuito 
do painel fotovoltaico. O painel que dimensionamos tem a seguinte corrente de curto-circuito:
m p * — = 5,2 a; 5 0,9*Im p*H5P 0,S*Im p*HSP p 0,9* 2,95*3,40,9*2,95* 3,4 9 ,0 3
4 7 5,2 a# 5
9,03
iscpaine! = mp * Íscmodulo è lscpainel = 5 * 3,13 = 15,65 A
Considerando o fator de segurança, teremos:
I£ = 15,65 * 1,23 = 19,56 A (l£ = corrente de entrada)
Podemos escolher um controlador de carga de 20 A.
No caso de possuirmos carga em CC ligadas ao controlador, devemos calcular a corrente de saída (IS), levando 
em consideração as correntes das cargas simultâneas e adicionando um fator de segurança, também de 25% . No 
sistema que ensaiamos nesse anexo, não teremos cargas em CC, e por isso não teremos o cálculo da corrente de 
saída (IE).

10. Bibliografia
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR-5410: Instalações Elétricas de Baixa Tensão. Rio 
de Janeiro, 2004.
—. NBR-11877: Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro, 1991.
—. NBR-11704: Sistemas Fotovoltaicos - Classificação. Rio de Janeiro, 2008.
—. NBR-10899; Energia Solar Fotovoltaica - Terminologia. Rio de Janeiro, 2006.
—. NBR-11876: Módulos Fotovoltaicos - Especificação. Rio de Janeiro, 2010.
—. NBR-14298: Sistemas Fotovoltaicos - Banco de Baterias - Dimensionamento. Rio de Janeiro, 1999.
GREENPRO. Energia Fotovoltaica- Manual de Tecnologias, Projecto e Instalação. Dis-poníveí em: http://
greenpro.de/po/fotovoítaíco.pdf. 2004.
QUASCHNING, V. Understandíg Renewable Energy Systems. London: Earthscan, 2006
CERAGIOLI, Paulo César. Manual de Energia Solar Fotovoltaica. Disponível em: http://rfxom.br/sites/
r í. co ítí . b r /fi le s/d o cs/So la r M an 9 7. pd1 1997.
TI BA, Chigeru. Atlas Solarimético Brasileiro: Banco de Dados Solarimétricos. Recife; CRESESB, 2000. 
Disponível em: hitp://bií. íy/qcrQB8 .
Centro de Pesquisas de Energia Elétrica. Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de 
Salvo Brito, Grupo de Trabalho de energia Solar, Manual de Engenharia Para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de 
Janeiro: CRESESB, 1999. Disponível em: http://bit.iy/rggPRL .
RUTHER, Ricardo et al. Atlas Brasileiro de Energia Solar. São José dos Campos: ÍNPE, 2006. Disponível
em: htí:p://bii iy/pPmCE3.
DUFFIE, J. A., and Beckman, W. A. Solar Engineering Of Thermaí Process, 2nd Ed., Wiley, N.Y, 1991.
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6. Painel e Arranjo Fotovoltaico 5 5
6.1. Estruturas de Suporte e Ancoragem 55
6.1.1. Suportes para telhado 55
6.1 .2. Suportes Para Instalação Em Plano Horizontal 57
6.1.2.1. Orientação do Painel Fotovoltaico S8
6 .1.2.2. Inclinação do Painel Fotovoltaico 5 9
6.1.3. Suporte em Forma de Mastro 59
6.2 . Cálculos de Sombreamento 60
7. Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede 64
7.1. Inversores On-Grid 64
7.1.1. Classificação e Tipos de Inversores Grid-Tie 65
7.1.1.1. Inversores Controlados/Chaveados pela Rede 65
7.1.1.2. Inversores Autorregulados (Auto Chaveados) 6 6
7.1.1.2.1. Inversores Auto-Chaveados com Transformador de Baixa Frequência (LF) 67
7.1.1.2.2. Inversores com Tranformadores de Alta Frequência (HF) 6 8
7.1.1.2.3. In versores sem Transformadores 6 8
7.1.1.3. Características e Propriedades dos Inversores Grid-Tie 6 8
7.1.1.4. Eficiência de Conversão (Conversion Efficiency) - tjCON 69
7.1.1.5. Eficiência de Rastreamento (Tracking Efficiency) - rjTR 69
7.1.1.6. Eficiência Estática (Static Efficiency) - qlNV 69
7.1.1.7. Eficiência Européia (Euro Efficiency) - qEURO 70
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7.1.1.8. Comportamento em Sobrecarga 71
7.1,1$. Registro de Dados Operacionais 71
7.1.1.10. Outras Característícas dos fnversores Grid-Tie 72
7.2. Painel Fotovoltaico Para Sistemas On-Grid 74
7.2.1. Caixas de Junção 74
7.2.2. Configurações e Conceitos 75
7.2.2.1. Sistemas com Inversor Central 75
7.2.2.1.1. Sistema com baixa tensão de entrada (<120 VCC) 75
7.2.2.1.2. Sistemas com Alta Tensão de Entrada (>120 VCC) 76
7.2.2.1.3. Sistema Mestre-Escravo (Master-Slave) 77
7.2.2.2. Sistemas de Grupos de Módulos 77
7.2.23. Sistemas com Módulos CA 78
8 . Sistemas Fotovoltaicos Autónomos 81
8.1. Painel Fotovoltaico 81
8.2. Banco de baterias 81
8.2.1. Funções do banco de baterias 82
8.2.2. Baterias para Sistemas Fotovoltaicos 82
8.2.2.1. Constituição e funcionamento de uma Bateria de Chumbo Ácido 82
8.2.2.2. Tipos de Baterias de Chumbo-Ácido 85
8.2.3. Desempenho e Característícas das Baterias de Chumbo-Ácido 87
8.2.4. Efeitos do Envelhecimento nas Baterias 89
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8.2.5, Cuidados com Baterias Estacionárias: 89
83. Controlador/Regulador de Cargas
8.3.1. Formas de Controle de Carga
83.1.1. Controladores Série
83.1.2. Controladores Shunt
8 3 .1 3 . Controladores com MPPT
8.3.2. Critérios de Seleção de um Controlador
8.4. Inversores Autónomos
8.4.1, Características dos inversores Autónomos
8.4.2. Critérios de Seleção de Inversor Autónomo
90
92
92
92
92
93
93
94
95
9. Dimensionando Sistemas Fotovoltaicos Autónomos
9.1. Banco de baterias
9.2. Painel Fotovoltaico
9.2.1. Influência do Controlador de Carga
9.2.2. Influência da Disponibilidade Solar no Local
9 .2 3 . Influência da Inclinação do Painel Fotovoltaico
9.2.4. Calculando o número de Módulos Fotovoltaicos
9.2.5. Escolha do Controlador de Carga
98
101
105
105
105
107
108 
109
10. Bibliografia 113
1. Introdução
O desenvolvimento da sociedade humana está atrelado à transformação do meio ambiente e obtenção 
de energia. Durante o desenvolvimento da nossa sociedade ficou evidente a carência de energia em todos 
possíveis locais da convivência humana, e nas últimas décadas temos visto o apeio de várias vozes que nos 
mostram o iminente do fim dos combustíveis fósseis, o imenso impacto ambiental causado por essas fontes 
de energia e a insustentabilidade do modo como obtemos a energia que nos move.
Enquanto isso, em muitas frentes, temos o desenvolvimento de novas formas de geração de energia e 
recentemente tivemos o reconhecimento das fontes renováveis, não mais como fontes de energia alternativa, 
mas como fontes de energia primárias, cujas principais representantes são:
® Energia Hidrelétrica;
® Biomassa
• Energia Eólica
• Energia Solar
Todas as formas de energia que conhecemos derivam da energia solar. É a energia do sol que altera 
o estado físico da água, fazendo com que essa migre e possa ser represada e aproveitada nas usinas 
hidrelétrícas. O aquecimento das massas de ar provoca os ventos, que são aproveitados nos aerogeradores 
dos parques eólicos É a energia solar, absorvida na fotossíntese, que dá vida às plantas utilizadas como fonte 
de energia de biomassa. Até mesmo o petróleo, que vem de restos de vegetação e animais pré-históricos, ' ^
também é derivado do sol, pois este deu a energia necessária ao aparecimento da vida na terra em eras 
passadas. Podemos, através desse ponto de vista, considerar que todas as formas de energia são renováveis, 
infelizmente não em escala humana. As formas de energia renovável citadas acima são as que se renovam a 
cada dia, permitindo um desenvolvimento sustentável da vida e sociedade humana.
A energia solar que chega à Terra e um ano é muito maior que o consumo humano de energia no 
mesmo período, infelizmente todo esse potencial não é aproveitado. O aproveitamento artificial da energia 
solar pode ser feito de três modos:
® Arquitetura Biociimática
• Efeito Fototérmico
• Efeito Fotovoltaico
1.1. Arquitetura Biociimática
A arquitetura biociimática consiste em formas de aproveitamento da luz natural do sol, do calor - ou 
evitando-o - através de formas de integração arquitetônica às condições locais.
Para aproveitar corretamente as condições naturais, a edificação deve ser planejada cuidadosamente, 
o que pode significar um alto rendimento no aproveitamento da energia natural do sol, economizando 
outras formas de energia mais sofisticadas. Temos como exemplo, os sistemas que aproveitam melhor a luz 
natural durante o dia, economizando eletricidade.
1.2. Energia Solar Térmica
O efeito fototérmico consiste na captação da Irradiação Solar e conversão direta em calor. É o que 
ocorre com os Sistemas de Aquecimento Solar que utilizam os Coletores Solares como dispositivo de captação 
energética.
Os Sistemas de Aquecimento Solar estão difundidos no Brasil, principalmente devido à sua tecnologia 
mais simples e aos bons preços. São ótimos complementos aos sistemas fotovoltaicos, pois fornecem de 
maneira eficaz e barata, a energia necessária ao aquecimento da água para uso sanitário, aquecimento de 
piscinas e climatização ambiente.
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eletricidade das concessionárias. Os sistemas isolados podem ser classificados em Híbridos ou Autónomos
(Puros). Os sistemas autonomos podem ser com, ou sem armazenamento elétrico.
2,1.1.1. Sistemas Híbridos
figura 3 - Sistema híbrido eólico fotovoltaico
Um sistema fotovoltaico híbrido trabalha em conjunto com outro sistema de geração elétrica, que 
pode ser um aerogerador (no caso de um sistema híbrido solar-eólico), um moto-gerador a combustível 
líquido (ex.: diesel), ou qualquer outro sistema de geração elétrica,
Um sistema híbrido pode ou não possuir sistema de armazenamento de energia. Quando possui, 
geralmente o sistema de armazenamento tem autonomia menor ou igual a um dia.
2.1.1.2. Sistemas Autónomos (Puros)
Um sistema fotovoltaico puro é aquele que não possui outra forma de geração de eletricidade. 
Devido ao fato de o sistema só gerar eletricidade nas horas de sol, os sistemas autónomos são dotados de 
acumuladores que armazenam a energia para os períodos sem sol, o que acontece todas as noites, e também 
nos períodos chuvosos ou nublados. Os acumuladores são dimensionados de acordo à autonomia que o 
sistema deve ter, e essa varia de acordo às condições climatológicas da localidade onde será implantado o 
sistema fotovoltaico.
2.1.13. Sistemas Autónomos Sem Armazenamento
São sistemas que funcionam somente durante as horas de sol. Temos como exemplo os sistemas de 
bombeamento de água. As características das bombas são calculadas levando em consideração a necessidade 
água e o potencial Solar da localidade. O painel fotovoltaico é dimensionado para fornecer potencial para 
a bomba. Apesar de, geralmente, não utilizarem sistemas de armazenamento elétrico, o armazenamento 
energético é feito na forma de água no reservatório.
FSgura 1 - Sistema de aquecimento selar
1.3. Energia Solar Fotovoltaica
O efeito fotovoltaico, observado por Edmond Bequerei em 1839, consiste no aparecimento de uma 
diferença de potencial nos extremos de um semicondutor, quando esse absorve a luz visível. É o objeto de 
estudo deste livreto e a forma de captação de energia solar ma is promissora.
São incontestáveis as vantagens da energia solar fotovoltaica;
• A matéria prima é inesgotável
® Não há emissão de poluentes durante a geração da eletricidade
® Os sistemas podem ser instalados em todo o globo
Infeiizmente a energia solar fotovoltaica tem suas deficiências:
• A densidade (o fluxo de potencial que chega à superfície terrestre) é pequeno (<lkW/m2), se 
comparado às fontes fósseis.
• A energia solar disponível em uma localidade varia sazonalmente, além de ser afetada pelas 
condições climatológicas.
• Os equipamentos de captação e conversão requerem investimentos financeiros iniciais mais 
elevados que os sistemas convencionais.
O baixo fluxo de potencial solar requer grande área captadora, para obter maiores potências. A 
variabilidade da irradiação Solar implica no uso de sistemas de armazenamento, que são, em geral, pouco 
eficientes. Já o alto investimento inicial, leva a considerar a viabilidade económica de um projeto, tendo em 
conta sua vida útil e todas as vantagens da utilização dessa forma de energia.
Nas páginas seguintes conheceremos um pouco mais sobre a captação da energia solar e conversão 
em energia elétrica útil; os dispositivos utilizados, e alguns detalhes que permitiram um bom começo de 
estudos nessa interessante área.
O estudo sério da energia solar fotovoltaica se desenvolve em vários ramos da ciência como: física, 
química, matemática, astronomia, etc. É um mundo de conhecimento, no qual penetramos a partir de agora.
2. Sistemas fotovoitaicos
Um sistema fotovoítaico é uma fonte de potência elétrica, na qual as células fotovoltaicas transformam 
a Radiação Solar diretamente em energia elétrica.
Os sistemas fotovoitaicos podem ser implantados em qualquer localidade que tenha radiação solar 
suficiente. Sistemas fotovoitaicos não utilizam combustíveis, não possuem partes móveis, e por serem 
dispositivos de estado sólido, requerem menor manutenção. Durante o seu funcionamento não produzem 
ruído acústico ou eletromagnético, e tampouco emitem gases tóxicos ou outro tipo de poluição ambiental.
A confiabilidade dos sistemas fotovoitaicos é tão alta, que são utilizados em locais inóspitos como: 
espaço, desertos, selvas, regiões remotas, etc.
2.1. Classificação dos sistemas fotovoitaicos
Os sistemas fotovoitaicos são classificados de acordo à forma como é feita a geração ou entrega da 
energia elétrica em:
• Sistemas Isolados
• Sistemas conectados à rede (On-Grid)
2.1.1. Sistemas isolados
Um Sistema Fotovoítaico Isolado é aquele que não tem contato com a rede de distribuição de
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Figura 4 - Sistema de bombeamento fotovoitaíco
2.1.2. Componentes de Um Sistema Fotovoitaíco Autónomo
Um sistema fotovoitaíco residencial autónomo, geraímente, possui os seguintes componentes:
Figura 5-Ccmponentes de um sistema fotovoitaíco autónomo
1 - Painel fotovoitaíco;
2 - Controlador de Carga/Descarga das baterias;
3 - Banco de baterias;
4 - Inversor autónomo, para cargas em CA;
5 -Cargas CC ou CA;
Nos capítulos seguintes serão explicados os detalhes sobre cada um dos componentes de um sistema 
fotovoitaíco autónomo.
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2.1.3. Sistemas Conectados à Rede (On-Grid)
Os sistemas fotovoitaicos conectados à rede fornecem energia para as redes de distribuição. Todo o 
potencial gerado é rapidamente escoado para a rede, que age como uma carga, absorvendo a energia.
Os sistemas conectados à rede, também chamados de on-grid, geralmente não utilizam sistemas de 
armazenamento de energia, e por isso são mais eficientes que os sistemas autónomos, além de, geralmente, 
serem mais baratos.
Os sistemas On-Grid dependem de regulamentação e legislação favorável, pois usam a rede de 
distribuição das concessionárias para o escoamento da energia gerada.
figura 6 - Sistema conecto d d à rede
1 - Módulos Fotovoitaicos
2 - inversor Grid-Tie -Transforma a corrente contínua do painel em corrente alternada de 127 V/220 
V e 60Hz, compatível com a eletricidade da rede.
3 - Interruptor de Segurança.
4 - Quadro de Luz - distribui energia para casa.
5 - A eletricidade alimenta os utensílios e eletrodomésticos
6 - Q excedente voita para a rede elétrica através do medidor fazendo~o rodar ao contrario, reduzindo 
a tarifa de energia elétrica.
2.13,1. Componentes de Um Sistema Fotovoltaico Conectado À Rede (On-Gríd)
Um sistema fotovoltaico conectado à rede, geralmente, possui os seguintes componentes:
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figura 7 - Componstrtes de um sistema foto voltaico on-grid
1 - Painel foto voltaico;
2 - Caixa de junção do painel fotovoltaico;
3 - Cabeamento;
4 - Inversor Grid~Tie;
5 - Medidor(es) de energia;
Nos capítulos seguintes serão detalhados os principais equipamentos de uma instalação fotovoltaica 
conectada à rede.
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Radiação Solar
e Efeito
Fotovoltaico
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3. Radiação Solar e Efeito Foto voltaico
A Energia irradiada peio sof em um segundo é muito maior que a energia consumida peia humanidade 
desde o seu aparecimento na face da Terra, até os dias de hoje. Toda essa energia, claro, não chega até a 
Terra.
Figura 8 ~ Comparativo entre a energia soíar e outras formas da energia
A energia solar é produzida peias reações nucleares que acontecem no interior do sol a grandes 
profundidades. Em uma dessas reações os átomos de hidrogénio se combinam formando átomos de hélio, 
e liberam energia. Esta energia viaja do interior do sol até a sua superfície (chamada de fotosfera), e daí se 
irradia em todas as direções.
Essa energia irradiada chega à Terra vinda do espaço através das partículas de energia chamadas de 
fótons, Os fótons se deslocam a uma velocidade de 300.000 km/s, por isso demoram cerca de S minutos 
para chegar à Terra, que está a aproximadamente 150 milhões de quilómetros do sol.
A radiação solar é radiação eletromagnética que tem distribuição espectral conforme a figura abaixo:
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Fôraã de Rasos Goma Faixa (te Raios Ultraviótet-a Faixa de Raios 1 Faixa de Katoí Faixa de 
/ Luk visível Infravermelho Micioondas
f r í ^ " S T 7 ' n ,m ,.,.f
Figura 9 - Espectro da radiação detromagnétfca do soí
3.1. Geometria Solar
Sabemos que o sol nasce no leste e se põe no oeste, elevando no céu. Essa elevação é maior ou menor 
de acordo à época do ano.
A terra se move em uma órbita elíptica em torno do sol e o eixo de rotação da Terra forma um ângulo 
de 23,5° com a normal ao plano da elipse da órbita da Terra. Esse ângulo é o responsável peia duração do 
dia e da noite nas distintas estações do ano, e também é o responsável pela variação da elevação do sol no 
horizonte à mesma hora, ao longo do ano.
A posição angular do sol ao meio dia solar, em relação ao equador é chamada de Declinação Solar {6}.
A declinação varia de acordo com o dia do ano, com valores entre: -23,45° < Ô < 23,45°, sendo positivo ao 
Norte e negativo ao Sul:
Figura tO - Deiínaçâo $o!ar e as estações do ano
A observação da latitude da localidade e da declinação determina a trajetória do sol no céu, para um 
dia determinado,
A seguir, detalhamos as relações geométricas entre a superfície terrestres e os raios solares. Estes 
ângulos variam de acordo ao movimento aparente do soi na abóbada celeste:
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Figura 13. - Releçòíis geométrica $oi-Terra-painel soiar
« Ângulo de Incidência (y): é formado entre os raios solares e a normal à superfície de captação. 
Quanto menor esse ângulo, mais energia será captada.
• Ângulo Azimutal De Superfície (aw): Entre a projeção da normal à superfície do painel solar 
e a direção norte-sul. Para o hemisfério sul o azimute é o norte e, portanto, o deslocamento 
angular será à partir deste ponto cardeal, sendo positivo em sentido horário (leste) e negativo 
no sentido anti-horário (oeste). 0 ângulo Azimutal de superfície estará entre: -180a < aw < 180°. 
internacionaimente convencíona-se o azimute 0o como sendo o Sul, e o Norte tem ângulo 
azimutal de 180°.
® Ângulo Azimutal do Sol (as): é o ângulo entre a projeção dos raios solares no plano horizontal 
e a direção Norte-Sul. Tem as mesmas convenções que o Ângulo Azimutal de Superfície.
• Altura Solar (a): ângulo entre os raios solares e sua projeção sobre um plano horizontal.
• Inclinação (£): ângulo entre o painel solar e o plano horizontal.
• Ângulo Horário do Sol ou Hora Angular (co): é o deslocamento angular do soí, no sentido Leste￾Oeste, à partir do meridiano locai, devido ao movimento de rotação da Terra. A Terra dá uma 
volta completa (360°) em torno de si mesma em 24 horas. Portanto, cada hora corresponde a 
um deslocamento de 15°.
• Ângulo Zenital (0z): é o ângulo formado entre os raios solares e a vertical (Zénite). O ângulo 
zenital é o inverso da altura solar. O sol só alcança o Zénite nas localidades entre os trópicos 
(zona tropical). Fora dos trópicos, em nenhuma localidade haverá, ao meio dia solar, ângulo 
zenital igual a zero.
O conhecimento desses termos é de extrema importância para o estudo de qualquer sistema de 
aproveitamento de energia solar.
3*2. Radiação Solar ao Nível do Solo
A intensidade da radiação solar que chega à Terra é em torno de 1,3 kW/rrt2 acima da atmosfera. A 
quantidade de Radiação que chega ao chão, no plano horizontal depende da localização geográfica, mas 
também das condições atmosféricas, assim como do período (estação) do ano. A atmosfera terrestre age 
como um filtro, que bloqueia uma parte dessa energia. Quanto mais espessa for a camada atmosférica a ser
vencida, menor será a Irradiância solar ao nível do solo. A camada atmosférica será ma is ou menos espessa, 
de acordo à elevação do sol, no momento da medição. Essa espessura é medida através de um coeficiente 
chamado Massa de Ar (AM). A massa de ar influencia através dos efeitos de absorção e dispersão (Rayleígh 
e Mie), por isso, quanto mais elevado o sol estiver no céu, menores serão os efeitos da camada atmosférica. 
É importante salientar que a poluição atmosférica potencializa esses efeitos de absorção e dispersão.
Figura 12 - íiciiaçSo entre o Ângulo de incidência e a lyiassa do Ar
A relação entre o coeficiente AM e a altura solar e ângulo zentital é a seguinte:
A M = -^ —A M = -2 - A M = — A M = — c o s 8 c g s 8 sen s&n a
Devido a esses fatores, a máxima irradiância que chega à superfície terrestre é em torno de 1.000 W/ 
m2. A radiação que vem diretamente do sol é chamada de Radiação Direta, e a que vem da abóbada celeste
ê chamada de difusa. Além dessas duas, temos também a Radiação de Aibedo, que a energia solar refletida 
da Terra, seja por vegetação, construções, etc. A Irradiância de Aibedo é muito pequena. A soma dessas 
Irradiações é chamada de irradiação Solar Total.
Viçíveí
3.3. Medindo o Potencial Solar
Para viabiíizar os projetos comerciais de sistemas de aproveitamento de energia solar são necessários 
estudos sobre a radiação solar na superfície terrestre. Esses estudos têm como base a medição da radiação 
extraterrestre (realizada por satélites meteorológicos), juntamente com a adoção de métodos de cálculos 
matemáticos e a medição da radiação solar ao nível do solo. Para calcular a radiação ao nível do solo são 
utilizados dispositivos específicos normatizados peia Organização Mundial de Meteorologia. Os piranômetros, 
pireiiômetros, heliógrafos e actinógrafos são alguns desses aparelhos.
Esses estudos levam alguns anos para retornarem dados concretos, já que tem que considerar vários 
fatores como, por exemplo, as mudanças climáticas.
figura 14 - PiYanômctro
No Brasil temos dois principais estudos sobre a radiação solar em território brasileiro: o "Atlas 
Solarimétrico do Brasil" - produzido peio CRESESB (Centro de Referência em Energia Solar e Eólica Sérgio de 
Salvo Brito); e o "Atlas Brasileiro de Energia Solar" - produzido pela Universidade Federal de Santa Catarina 
em conjunto/para com o Projeto SWERA.
Os dois estudos são complementares e mostram as variações na radiação captada na superfície do 
território brasileiro ao longo de um ano.
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O Atlas Solarimétrico apresenta os valores da radiação no plano horizontal (W) em mega joules por 
metro quadrado (MJ/m2).
Figura IS - Radiação Solar Slobai Anual - Atlas Solarimétrico do Brasil
O Atlas Brasileiro de Energia Solar apresenta os resultados em quilowatts hora por metro quadrado. O 
valor dado em kWh/m2 é chamado de Horas de Sol Pico (HSP) ou Horas de Sol Pleno.
Frgura 16-Mapas tíe Radiaçao Solar - Atlas Brasileiro de Energia Solar
3.3.1. Horas de Soí Pico
A Radiação solar varia durante o dia e tem sua maior intensidade ao meio-dia-solar.
À partir do momento em que o sol aparece no horizonte até o ocaso, a radiação solar vai do mínimo ao 
máximo {ao meio-dia-solar), e de volta ao mínimo. As nuvens influenciam a Irradiância Direta, fazendo com 
que mesmo ao meio-dia-solar possamos captar menos energia que no começo da manhã ou final da tarde.
Se colocarmos em um gráfico a variação da irradiância em um dia médio, podemos observar as horas 
do dia em que a Irradiância é próxima ou igual a 1000 W/m2.
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Hgura 1? - Gráfica cies Moras de Sal Pico
Esse valor é de extrema importância para o cálculo de sistemas fotovoltaicos, pois é nessas horas que 
um painel fotovoítaico estará gerando o seu máximo durante o dia. As horas de sol pico estão compreendidas 
entre duas a três horas antes e depois do meio-dia-solar. O meio-dia-solar acontece quando os raios de sol 
estão se projetando na direção Norte-Sul, no meridiano local. Como o meio dia solar varia ao longo do ano, 
na maioria das vezes será diferente do meio dia no horário civil.
O CRESESB disponibiliza uma ferramenta de acesso ao banco de dados de radiação 
solar em território brasileiro. Acesse esta ferramenta de nome Sundata pelo seguinte link: 
http://www.cresesb.ceDei.br/sundata/index.Dhp.
3.4, Efeito Fotovoítaico
O termo fotovoítaico significa a transformação da radiação solar diretamente em corrente elétrica, 
utilizando as células fotovoltaicas, também chamadas de células solares.
As células fotovoltaícas são constituídas de materiais semicondutores como: silício, arseneto de gálio, 
telureto de cádmio ou disseleneto de cobre e índio (gálio). O silício cristalino é o mais utilizado, mas as 
tecnologias de película fina ganharam mercado com a produção em larga escala.
3.4.1. Princípios de funcionamento
Os semicondutores possuem a banda de valência total mente preenchida e a banda de condução
totalmente vazia a temperaturas muito baixas. A separação entre as duas bandas de energia, chamada de
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Fígura 24 - Aproveitamento d» radiação solar pelas células fotovoltaica s
Fótons com energia superior ou inferior à necessidade geram calor desnecessário, que diminui a 
eficiência da célula fotovoltaica. Veja na tabela abaixo o balanço energético de uma célula fotovoltaica de 
silício cristalino:
Tabela 1 - Aproveitamento da radiação solar pelas células de silício cristalino
100% Irradiação Solar Total
-3,0% Reflexão e sombreamento dos contatos frontais
-23,0% Fótons com energia insuficiente na irradiância de ondas compridas
-32,0% Fótons com energia excedente na irradiância de ondas curtas
-8,5% Recombinação de eiétrons
-20,0% Gradiente elétrica, especialmente na região do campo elétrico
-0,5% Resistência em série (perdas térmicas na condução elétrica)
= 13,0% Energia elétrica utilizável.
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Células
Fotovoltaicas
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4. Cétulas Fotovoltaicas
Uma célula fotovoltaica é a unidade básica de um sistema fotovoitaico. É a responsável pela conversão 
da radiação solar em eletricidade.
Como uma única célula não é suficiente para gerar potências elétricas elevadas, os fabricantes associam 
várias células, e as encapsulam para proteção, formando assim um módulo fotovoitaico.
Os módulos comerciais diferem entre si por vários fatores, como a capacidade de gerar potencial, 
chamado de potência-pico, fator de forma, área, etc. E esses valores se alteram de acordo ao tipo de célula 
fotovoltaica utilizada.
4.1. Tipos de Células fotovoltaicas
Figura 25 - Representação de uma célula foto voltaica de silício tm íaíkado
A seguir, os principais tipos de células fotovoltaicas produzidas em escala comercial e suas principais 
características.
4.1.1. Silício Cristalizado
0 silício é o segundo material mais abundante na natureza, perdendo apenas para o oxigénio. 
Entretanto, o silício está naturalmente combinado a outros materiais, e se apresenta como dióxido de silício 
e silicatos. A areia e o quartzo são as formas mais comuns. A areia contém demasiado teor de impurezas 
para ser processada., já os depósitos de quartzito chegam a possuir 99% de Si. É essa areia sílica que é 
processada para a obtenção da matéria pura.
Para a utilização do silício como matéria prima para a fabricação das células fotovoltaicas, esse deve 
ser purificado.
São dois, os graus de purificação do silício:
1 - Silício metalúrgico, onde se combina ao quartzito quantidades controladas de carbono a altas 
temperaturas. O oxigénio presente no quartzito é removido na forma de C02 e, depois de outros processos,
serão obtidas barras de silício com pureza de 98%.
2 - Silício grau semicondutor (eletrónico e solar), onde o silício é convertido através de ácido clorídrico 
(HCI) a triclosano: Si + 3 HCI => Si H Cl3 + Hr Devido ao seu baixo ponto de ebulição (31,8 °C), este pode 
ser purificado pelo método de destilação fracionada, processo semelhante ao utilizado em refinarias de 
petróleo. Com a adição de H2 acontece a seguinte reação química: Si H Cl3 + H2 => Si + 3 HCI.
Após essa purificação, teremos criado um cristal de silício com até 99,9999% de pureza, que é um dos 
materiais mais puros produzidos pelo homem. É justamente esse processo de purificação que encarece a 
criação das células fotovoltaicas.
4.1.1.1. Silício Monocristalino
Uma das formas de se obter o cristal único de silício, é através do método Czochralski. Durante esse 
processo, uma semente de cristal de silício é inserida numa caldeira com silício policristaiino e, enquanto o 
conjunto gira íentamente, essa semente é erguida. A semente de silício orienta os átomos do mosto que se 
cristaliza em uma única formação cristalina, por isso o nome: monocristal.
Após o corte do cristal em pastilhas, é depositado o fósforo, através de difusão de vapor a temperaturas 
entre 800-1200% e criada a rede de contatos frontais e traseiras que recolherão os elétrons liberados pelo 
efeito fotovoltaico. Também é feito um tratamento antirreflexo na parte posterior.
Eficiência: 15 -18% (Czochralski)
Forma: Geralmente arredondadas, ou em formato de fatia de pizza.
Tamanho: geralmente 10x10 cm2 ou 12,5x12,5 cm2; diâmetro 10,12,5 ou 15 cm.
Espessura: 0,3 mm.
Cor: geralmente azul-escuro ou quase preto (com antirreflexo), cinza ou azul-acinzentado (sem
antirreflexo).
Fabricantes: a Astro Power, Bharat Electronics, BHEL, BP Solar, Canrom, CEL, CellSiCo, Deutsche Cell, 
Eurosoiare, GE Energy, GPV, Hélios, Humaei, Isofoton, Kaifeng Solar Cell
Factory, KwazarJSC, Maharishi, Matsushita Seiko, Microsolpower, Ningbo Soiar
Energy Power, Pentafour SolecTechnology, Photowatt, RWE Schott Solar, Sharp,
Shell Solar, Solartec, Solar Wind Europe, Solec, Solmecs, Soiterra, Suntech, Sunways,
Teiekom-STV, Tianjin Jinneng Solar Cell, Viva Solar, Webel SL, Yunnan Semiconductor.
Figura ZS - Células de silício monocristalino
4.1.1.2. Silício Policristaiino
Um dos processos de criação de silício policristaiino mais utilizado é o de fundição de lingotes, onde
o silício em estado bruto é aquecido no vácuo até uma temperatura de 1.500°C e depois resfriado até 
uma temperatura de 800°C. Pode-se aproveitar o processo de purificação do silício, e já adicionar o Boro. 
Nesse processo é utilizado menos energia. Serão criados blocos de silício de 40x40 cm2 com altura de 30 
cm. O processo segue como o do silício monocristalino, com o corte, tratamento antirreflexo e criação dos 
contatos frontais.
Eficiência: 13 - 15% (com antirreflexo)
Forma: geralmente quadrada.
Tamanho: 10x10 cm2, 12,5x12,5 cm2, 15x15 cm2.
Espessura: 0,3 mm.
Estrutura: durante o resfriamento, formam-se vários cristais de silício com orientações diversas. Essa 
formação multicristalina é facilmente reconhecida.
Cor: azul (com antirreflexo), cinza prateado (sem antirreflexo).
Fabricantes: Al-Afandi, BP Solar, Deutsche Cell, ErSol, Eurosolare, GPV, KwazarJSC, Kyocera, Maharishi, 
Mitsubishi, Motech, Photovoltech, Photowatt, Q-Cells, RWE Schott Solar, Sharp, Shell Solar, Solar Power
Industries, Solartec, Solterra, Suntech, Sunways, Tianjin Jinneng Solar Cell.
Figura 2.1 - Celuias de silício poiícrístaltmo
4.1.2. Células de Película Fina
O desenvolvimento das células fotovoltaicas de película fina vem desde a década de 90. O material 
semicondutor é aplicado em um substrato, geralmente vidro, através de deposição por vaporização, 
deposição catódica ou banho eletroiítico. Os semicondutores mais utilizados são o silício amorfo (a-Si), 
o disseleneto de cobre e índio (gálio) (CIS-CIGS) e o telureto de cádmio (CdTe). Devido à alta absorção 
luminosa, camadas de menor espessura (0,001 mm) são, em teoria, suficientes para convertera iuz solar em 
eletricidade. Além disso, esses materiais são mais facilmente dopados e requerem menores temperaturas 
(entre 200°C e 500°C) para sua fabricação, o que, combinado com a capacidade de automação para produção 
em larga escala, pode baratear o preço finai dos módulos.
As células de película finam não tem o tamanho e o formato restrito, como as células de silício 
cristalizado.
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4.1.2.1. Silício Amorfo (a-Si)
Figura 28 ■■ Representação de uma célula de silício amorfo
0 silício amorfo {sem forma) não possui uma estrutura cristalina, mas sim uma rede irregular. Por 
isso se formam ligações livres que absorvem hidrogénio até a saturação. Esse silício amorfo hídrogenado 
(a-Si:H) é criando em reatores plasmáticos, através de vaporização química de silano gasoso (SiH4), que 
requer temperaturas relativamente baixas, em torno de 200ftC a 250°C,
A grande desvantagem das células de a-Si é a sua baixa eficiência, que diminui nos primeiros 6 a 12 
meses de funcionamento, devida à degradação provocada pela luz, pelo chamado Efeito Staebler-Wronski,
até atingir um valor estável.
Eficiência: entre 5% a 9% de eficiência do módulo.
Forma: formato livre.
Tamanho: módulo Standard 0,77x2,44 m4; módulos especiais 2x3 m2.
Espessura: 1-3 mm para o substrato (plástico, vidro, etc.), com um revestimento de silício amorfo de 
aproximadamente 0,001 mm.
Cor: castanho avermelhado a azul escuro.
Fabricantes: BP Solar, Canon, Dunasolar, ECO Ovonics, EPV, Free Energy Europe, Fuji Electric, ICP, lowa 
Thin Film Technologies, Kaneka, MHI, RWE Schott Solar, Sanyo, ShenzhenTopray Solar, Sinonar, Solar Cells, 
Terra Solar, Tianjín Jinneng Solar Cell, United Solar Ovonic, VHF Technologies.
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Figura 29 - Módulo de síiico amorfo
4.I.2.2. Disseleneto de Cobre e índio (CIS)
Figum 30 - Representação tíe uma célula CiS
Para se fabricar as células CIS o substrato é revestido com uma fina camada de mollbdênio através de 
deposição catódica, e a camada CIS do tipo P pode ser fabricada através da vaporização simultânea do cobre, 
índio e selênio, numa câmara de vácuo a 500°C, ou através da deposição camada a camada dos materiais. 
O óxido de zinco contaminado com alumínio (ZnO:Al) é utilizado como contato frontal transparente. Esse 
material é do tipo N e é depositada uma camada intermediária de óxido de zinco intrínseco (i-ZnO}. Uma 
camada de sulfato de cádmio (CdS) do tipo N é utilizada para reduzir as perdas causadas combinação 
inadequada das redes cristalinas das camada de CIS e ZnO.
Oiferentemente do silício amorfo, células CIS não são susceptíveis à degradação causada pela luz, mas 
apresentam problemas de estabilidade em ambientes quentes e húmidos. Por isso, os módulos fabricados 
com esse tipo de célula tem que ter boa selagem.
Os módulos CIS são os mais eficientes, dentre os mostrados aqui, e é provável que a produção em 
massa torne os seus preços mais atrativos que os de silício amorfo. Infelizmente as reservas de índio estão 
cada vez mais reservadas à produção das teias touch-screen dos smartphones e tablets, comprometendo o
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uso desse material para a indústria fotovoltaica.
Eficiência; 7,5% a 9,5 % de eficiência do módulo.
Forma: formato livre.
Tamanho: geralmente entre 1,2 x 0,6 m2.
Espessura: 3 mm para o substrato com revestimento de 0,003 mm.
Cor: preto.
Fabricantes: Shell Solar, Wurth Solar, Showa Shell, EPV, Global Solar, Daystar.
Figura 31 - Células OS
4.1,2.3. Teiureto de Cádmio (CdTe)
As células de CdTe são fabricadas sobre um substrato de vidro, com uma camada de óxido de estanho 
índio (OTI) como contato frontal, que é revestido com uma camada transparente de sulfato de cádmio (CdS) 
do tipo N, e depois com a camada de teiureto de cádmio (CdTe) do tipo P. Podem ser fabricados por silk
screen, deposição gatvânica ou pirólise puiverizada.
Figura 32 - Representação de uma célula CdTe
Assim como o CIS, a tecnologia de fabricação do CdTe pode ficar ainda mais barata com o aumento da 
produção em escala. A desvantagem está na toxicidade do cádmio. O CdTe é um composto atóxico estável, 
mas pode apresentar um risco para o ambiente e a saúde na condição de gás. Feli2mente o estado gasoso só 
ocorre durante a sua fabricação, em centros de produção controlados.
Eficiência: 6 - 9% de eficiência dos módulos.
Forma: formato livre.
Espessura: 3 mm para o substrato com 0,008 mm de revestimento. 
Tamanho: geralmente 1,2 x 0,6 m2.
Cor: verde-escuro a preto 
Fabricantes: Antec, First Solar, Matsushita.
Figura 33 - Móduio de CdTa
4.1.3, Tabela de Eficiências
Tabela 2 - Eficiência dos diferentes tipos de células fotovoltaicas
Material Eficiência em 
Laboratório
Eficiência em 
produção
Eficiência em 
produção em série
Silício Mono 24,7% 18% 14%
Silício Poly 19,8% 15% 13%
Silício Amorfo 13% 10,5% 7,5%
C1S, C1GS 18,8% 14% 10%
CdTe 16,4% 10% 9%
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Módulos
Fotovoltaicos
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$< Módulos Fotovoltaicos
Uma célula fotovoltaica de silício cristalizado produz uma tensão de aproximadamente 0,46 a 0,56 
voíts e uma corrente aproximadamente 30 mA/cm2. As células comerciais geram em torno de 1 A, 2,5 A, 3
A, 5 A e 7 A.
Para alcançar as potências comerciais, os fabricantes de módulos fotovoltaicos conectam células 
fotovoltaicas entre si, geralmente em série, em um processo de conexão que é feito soldando os terminais 
da parte frontal de uma célula à parte traseira da seguinte, e assim por diante. Para construir um módulo de 
tensão nominal em 12 volts, serão conectadas entre 30 e 40 células {geralmente 33, 36 ou 40).
Figura 34 - Conexão de células fotovoltaicas em série
O processo de montagem do módulo fotovoltaico pode ser feito de maneira automática, através de 
maquinário especializado, ou por manufatura, onde o processo de produção não permite uma alta produção 
em escala.
Figura 35 - ÍVláquirta para conexão automática de células
Após a conexão, as células serão encapsuladas na seguinte ordem:
• Uma lâmina de vidro temperado;
• Um material orgânico, como o EVA (etileno-vinil-acetato);
• As células conectadas;
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• Mais uma lâmina de EVA (ou similar)
• Uma cobertura, que pode ser vidro, tedlar, PVC, ou outros polímeros
Figura M> - Máquina de corte dos materiais; de encapsulamento
O conjunto será levado a uma máquina laminadora, que finaliza a laminagem, dando estanqueidade
ao conjunto.
Figura 3? - Lammadona de módulos fotovoltaícos
Por fim o conjunto será emoldurado (utilizando geralmente alumínio anodizado), serão inseridas as 
caixas de conexão (e cabos/conectores) e o módulo será levado a um Simulador Solar.
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Figura 38 - Máquina de molduragem de módulos fotovoftaícos
Além do simulador solar, os módulos passam por testes mecânicos como:
• Variação de temperatura entre -40°C até + 85°C;
• Testes de isolamento sob humidade e congelamento;
• Carga mecânica, resistência a granizo e torções;
• Resistência de terminais, etc.
Figura 39 - Sim ulador Solar
Os testes mecânicos determinam a capacidade dos módulos resistirem às intempéries, os testes de 
isolamento são para os elementos condutores e moldura. Os testes de torção detectam defeitos que possam 
aparecer em caso de montagem de módulos em estrutura inadequada.
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íigura 40 - Módulos fotovoltaicos comerciais
5.1. Características dos Módulos Fotovoltaicos
Cada tipo de módulo, de acordo com a tecnologia utilizada na célula, tem suas características 
particulares. Apresentaremos aqui, as características dos módulos de silício cristalizado, pois são os mais 
utilizados atualmente.
Os módulos são classificados no mercado de acordo à sua potência-pico (Wp), e ao tipo de célula. Mas 
para um técnico ou projetista, existem outras características a serem consideradas.
5.1.1. Características Físicas e Mecânicas
Os módulos fotovoltaicos comerciais tem forma quadrada ou retangular. A espessura, sem a moldura, 
não costuma ultrapassar 4 cm. Não são muito pesados e, apesar da aparência rígida, suportam ligeiras
deformações, adaptando-se a esforços mecânicos.
Figura 41 - Corte transversal de Mm módulo fotovoftaíco
As caixas de conexão possuem o isolamento necessário para a conexão dos cabos e a outros módulos. 
Além disso, os módulos têm um ponto de aterramento, para os casos em que as conexões entre módulos 
cheguem a tensões maiores.
Figura 42 •• Caixas de conexões de módulos fotovoltaicôs
As dimensões e o peso dos módulos variam de acordo ao fabricante e à potência-pico, mas seguem 
padrões gerais seguidos por todos. Módulos para sistemas on-grid costumam vir de fábrica com os conecto res 
especiais para conexão rápida. Os mais comuns são os modelos MC3 e MC4, desenvolvidos pela empresa 
Multicontact, mas que são fabricados por diversos outros fabricantes no mesmo padrão.
Figura 43 - Conectores MC3 e . MC4
Outro modelo de conector para sistemas fotovoltaicos é desenvolvido pela empresa Tyco Eíetronics.
figura 44 - Conectores Yyso
Os modelos não são compatíveis entre si, e alguns fabricantes usam diferentes modelos de conector 
em seus diferentes modelos de módulo. A falta de compatibilidade entre os conectores serve como o 
indicativo da recomendação de não se agrupar módulos de características distintas.
Tenha bastante atenção quanto ao conector utilizado pelo fabricante, na fase de projeto do sistema 
PV, pois a remoção e/ou troca do conector, em muitos casos, invalida a garantia contra defeitos de fabricação 
do módulo. É possível contornar a incompatibilidade entre os conectores dos módulos e os conectores dos
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dispositivos de condicionamento de potência (como os inversores) através das caixas de junção de fileira e 
painéis {visto abaixo).
Nem todos os modelos de móduios fotovoltaicos vêm com conectores. Os modelos de menor potência 
geralmente não os têm. Mesmo móduios de maior potência, mas com foco em sistemas fotovoltaicos 
isolados, também não costuma ter os conectores. Possuem apenas a caixa de conexão.
5.1.2. Características Elétricas
Tensão Nominal: é a tensão padrão para a qual o módulo foi desenvolvido para trabalhar. A quantidade 
células fotovoltaicas determina esse parâmetro, segundo a tabela abaixo:
Tabela 3 - Tensões nominais e Voc de módulos Standard
Número de Células Tensão Nominal Tensão em Circuito
Aberto (Voc)
18 células 6 volts 9, 2 volts
36 células 12 volts 17,4 volts
72 células 24 volts 40,15 volts
A tabeia anterior se aplica aos módulos Standard que são os mais adequados para sistemas fotovoltaicos 
isolados. Há, no mercado, módulos non-standard, que possuem variados números de células (ex.: 40 ou 60) 
e só são adequados para sistemas fotovoltaicos conectados à rede, assim como os módulos Standard. Em 
circunstâncias especiais, os módulos non-standard pode ser utilizados em sistemas isolados.
Tensão de Máxima Potência {Vmpp): é a tensão máxima que o módulo gerará, em seu ponto de
máxima potência, sob as condições padrão de teste (STC)
Tensão em Circuito Aberto (Voc): tensão máxima que o modulo fornece em seus terminais, sem a 
presença de uma carga (em vazio). É uma tensão de teste. Podemos medi-la com um multímetro.
Corrente em Máxima Potência (Imp): corrente máxima que um módulo fotovoltaico pode fornecer a 
uma carga, em condições padrão de teste.
Corrente de Curto Circuito (Isc): corrente máxima que o módulo fotovoltaico fornece, quando seus 
terminais estão em curto circuito, sob as condições padrão de teste. Diferente das baterias e outras 
fontes de energia, podemos medir a corrente em curto circuito de um módulo fotovoltaico. A corrente 
em curto circuito, geralmente é 5% superior à corrente máxima.
Potência Máxima: a corrente elétrica gerada por um módulo varia de zero ao Isc, enquanto a tensão 
entre os terminais varia de zero até o Voc sob diferentes condições de Irradiância e temperatura. Como 
a potência é o produto da tensão pela corrente, essa só será a máxima para uma única combinação 
de tensão e corrente. Um módulo fotovoltaico estará fornecendo a máxima potência, quando o 
circuito externo possuir uma resistência tal, que determine os valores máximos de tensão e corrente 
e, portanto o seu produto será o máximo. Existem aparelhos que conseguem alcançar o ponto de 
máxima potência (MPP 0 Maximum Power Point) em diversas condições de irradiância e temperatura. 
São os Seguidores do Ponto de Máxima Potência (MPP Trackers).
figura 4$ - Curva í V de um módulo foto voltaico comercia!
Eficiência: é o quociente entre a potência gerada e a irradiância incidente sobre o móduio.
Fator de Forma (Preenchimento): é um conceito teórico que mede a forma da curva definida peias 
variáveis I e V na seguinte equação:
hnpp * Vmpp Pmax
FF — ---------------------------------------- = ----------------------------
Isc *■ Voc Isc * Voc
Figura 46 - fator de forma de um módulo comercia!
5.2. Condições de Teste e Operação
Para os teste de performance e rotuíagem dos módulos fotovoltaicos, é utilizado um padrão de 
irradiância, massa de ar e temperatura. Esse padrão, chamado de Condições Padrão de Teste (STC-Standard
Test Conditions) é conseguido em laboratório através do simulador solar. Em situações práticas, não temos 
as mesmas condições para o trabalho dos módulos fotovoltaicos. Veja abaixo os valores comparativos em 
três condições:
Tabela 4 - Condições de teste e operação dos módulos fotovoltaicos
Parâmetros STC NON-STC G-NOCT
Irradiância (G) 1,000 W/m2 800 W/m2 200 W/m2
Massa de Ar (AM) 1,5 2 2
Temperatura da célula 25°C 45°C 45
Temperatura do ar 0°C 20°C 20°C
Todos os módulos comerciais têm em suas fichas de dados os resultados dos testes em STC. É 
recomentado aos fabricantes, pela norma DIN EM 50380, que os fabricantes acrescentem as informações 
dos testes em Condições Normais de Operação, inclusive em baixas irradiancias, como mostrado na tabeia 
acima.
A grande importância disso está no fato de a potência máxima de um módulo comercial ser diferente 
da nominal quando este está recebendo Irradiâncias menores, ou quando suas células estão submetidas a 
temperaturas diferentes de 25°C. Abaixo a variação de tensão em circuito aberto e corrente de curto circuito 
de acordo à Irradiância.
Figura 47 ~ Varmçso cf$ Vot e isc de acordo à kraçJiârsda
Segundo o gráfico acima, podemos ver que a tensão varia menos que a corrente, isto porque um fóton 
(com energia suficiente) energiza um eiétron. Com maior irradiância, maior a quantidade de fótons, e maior 
a corrente elétrica gerada.
As variações de temperatura também influenciam o desempenho das céluias fotovoltaicas. Com o 
aumento da temperatura, a tensão de circuito aberto cai e a corrente de curto circuito aumenta.
t !-V 15*0
2 l-V 25*0
3 Í-V 35*0
4 l-V 45*0
5 l-V 55*0
8 Í-V 85*0
0 í a 3 4 S 9 7 S » 10 11 12 1) H 15 W 17 19
ílgura 48 - Variação da tensão e corrente de um módulo em função da temperatura
A queda de tensão é maior que o incremento de corrente, portanto o aumento da temperatura reduz 
sígnificativamente a potência dos módulos.
A temperatura das célulasfotovoltaicas não é a mesma do ambiente, pois as células sofrem um aumento 
de temperatura ao receber a radiação solar, por conta do efeito fotovoltaico. A diferença de temperatura 
varia de acordo às características construtivas da célula (a-Si, p-Si, m-Si, etc.) e do módulo. Podemos estimar 
essa diferença de temperatura através da seguinte equação:
Àt° — 0 ,0 3 4 * G — 4
Onde:
6: é a irradiância em w/m2
Nas folhas de dados dos fabricantes encontramos os coeficientes de temperatura, pois esse dado é de 
extrema importância, principaimente para o cálculo de sistemas conectados à rede, pois esses, geralmente, 
utilizam grandes quantidades de módulos associados em série, e as tensões são altas. Com a variação da 
temperatura a diferença de tensão pode não ser suficiente para o trabalho de um inversor on-grid durante 
os dias quentes de verão, mas pode alcançar valores capazes de danificar um inversor subdimensionado em 
um dia frio de inverno.
Temperature Characteristics
Nominal Operating Cell Temperature (NOCT) 45±2°C
Temperature Coefficient of Pmax -0.400%AC
Temperature Coefficient of Voc -0.314%/oC
Temperature Coefficient of Isc 0.051%/oC
;
figura 49 - Cofifid fintes temperatura áe. um módulo comercial
Em geral temos os seguintes valores médios, caso o fabricante não forneça os dados, para cada 1°C 
acima de 25°C:
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Tabela 5 - Coeficientes de temperatura de módulos fotovoltaicos
Coeficiente Silício Cristalizado Película Fina
Corrente de Curto-Circuito (Isc) +15xl0'6 A por cm2 de célula +I,3xl0 s A por cm*1 de célula
Tensão em Circuito Aberto (Voc) -2,3x103 V por célula -2,8x10* V por célula
Potência do Módulo (Wp) -0,5% por módulo -0,5% por módulo
5 .3 . Associação de Módulos Fotovoltaicos
Dificilmente um único módulo fotovoltaico será suficiente para constituir o painel fotovoltaico de 
um sistema fotovoltaico. Um painel fotovoltaico é um conjunto de módulos fotovoltaicos eletricamente 
ligados entre si, que fornecem determinado potencial, e geralmente estarão ligados a um dispositivo de 
condicionamento de potência e/ou controle.
Na associação em série, chamada de fileira, os módulos terão suas tensões somadas, e a tensão do 
painel será a soma das tensões individuais de cada módulo. A corrente será a média das correntes de cada 
módulo, por isso não é aconselhável a associação de módulos de capacidades distintas.
!%ura 50 ■■ Comportamento de uma aasocíaçao em série de módulos fotovoltaicos
Na associação em paralelo teremos o aumento direto da corrente que será, no painel, a soma das 
correntes individuais de cada módulo. A tensão será a média das tensões geradas.
figura St - Comportamento de uma associação de módulos em paralelo
Na maioria dos casos, será necessário associar os módulos em série, para alcançar a tensão nominai 
do sistema, e também em paralelo, para alcançar a potência-pico calculada no projeto. Nesses casos, temos 
as características das duas associações anteriores, e maiores perdas ao utilizar módulos de características 
diferentes.
Figura 52 ■■ Associação mista de módulos fotovoitaícos
5.4. Sombreamento, Pontos Quentes e Díodos de Proteção
Sob determinadas condições de operação, uma célula fotovoltaica, ao receber uma sombra, pode 
aquecer tanto, que o material semicondutor pode ser danificado pelo calor. Aparecem os chamados pontos￾quentes {hot-spots), que danificam o módulo permanentemente. Isso acontece quando, ao invés de gerar, 
o módulo recebe corrente.
Figura SB ■" Ponto-qutmte em uma célula fotovoltaica
Vejamos as circunstâncias que levam ao aparecimento dos hot-spots e, em seguida, as formas de evitá￾los. Quando operando normalmente, a corrente elétrica gerada por uma célula fotovoltaica é consumida por 
uma carga.
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Figura $4 - Funcionamento normal de um conjunto do células foto voltaicas
Se uma folha cai sobre o módulo, de forma a cobrir uma célula, esta estará inversamente polarizada
e passará a agir como uma carga, convertendo eletricidade em calor. Se a corrente que atravessa a célula 
for alta o suficiente, teremos a formação do hot-spot. A maior corrente que uma célula, nessas condições 
pode receber, é a corrente de curto circuito, o que acontece frequentemente em sistemas fotovoltaicos com 
controladores shunt (vistos abaixo).
ci a cir a s cw cm as a o / v j
I I M K
m s w t m n
rigor;.» ÍÍS » Célula sombreada convertendo eletricidade em calor
5.4.1. Díodos de By-Pass
Um conjunto de 18 a 20 células em série pode gerar uma tensão em torno de 12 V, e a tensão de 
bloqueio de uma célula fotovoltaica está entre 12 V e 50 V. Com uma associação de quatro módulos em 
série teremos a faixa de tensão onde é possível que a corrente inversa atravesse as células sombreadas. Para 
evitar a formação dos hot-spots, a corrente deve ser desviada das células, através de um diodo de derivação
-também chamado de diodo de by-pass - conectado de maneira inversamente polarizada em relação a um 
conjunto de células. Os díodos são conectados a grupos de 18 ou 20 células, de maneira que um módulo de 
36 células tem 2 diodos e um módulo de 72 células tem 4 diodos.
FEgura $8 - Fileiras de módulos com díodos de bloqueio
Como os díodos de bloqueio fazem parte da instalação elétrica do sistema, serão instalados pelo 
técnico responsável, geralmente no quadro de conexão dos módulos, juntamente com os fusíveis de fileiras 
que protegem o cabeamento contra correntes excessivas.
Figura S9 ~ Diodos de bloqueio e fusíveis, de proteção na caixa de conexão dos módulos
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Fsgura 56 •• Díodos de derivação desviando a corrente reversa
Os diodos de derivação são, geralmente, montados nas caixas de conexão, mas os fabricantes só 
costumam usar os diodos em módulos com potência superior a 40 Wp.
5.4.2. Diodos de Bloqueio
Os diodos de bloqueio são utilizados nas fileiras de módulos em série, para evitar que um módulo 
sombreado transforme a fileira inteira em uma carga. Em alguns sistemas autorreguiados, os diodos são 
utilizados para evitar que a bateria se descarregue sobre o painel fotovoltaíco. Nos sistemas que utilizam 
controladores não é necessário, sendo até desencorajado o seu uso, pois o diodo provoca uma queda de 
tensão, que em sistemas menores pode ser significativa.
De acordo com a norma IEC 6036-7-712, os diodos de bloqueio não são necessários se forem utilizados 
módulos do mesmo tipo, com proteção Ciasse il e certificados para funcionar com 50% da corrente nominal 
de curto-circuito, quando polarizados ínversamente.

6. Painel e Arranjo Fotovoltaico
Define-se painei fotovoltaico como sendo um conjunto de módulos fotovoltaicos. Um conjunto de 
painéis fotovoltaicos é um Arranjo Fotovoltaico.
Em diversas instalações fotovoitaicas vemos um único painei formado por um grande número de 
módulos, mas, na verdade, podemos ter vários painéis, do ponto de vista elétrico. Quando a potência de 
um painel é muito grande, de ta! maneira que as correntes elétricas geradas são demasiadamente grandes 
para os dispositivos de controle, é preferível subdividi-io em painéis menores, que podem ser acomodados 
em uma estrutura única, e seus conectores serão levados a diferentes caixas de conexão, e daí para os 
dispositivos de controle correspondentes.
Veremos agora os cuidados e formas de instalação de um painel fotovoltaico, que podem ser utilizadas 
tanto para sistemas isolados, quanto sistemas on-grid, pois os conceitos são os mesmos.
6.1. Estruturas de Suporte e Ancoragem
Tão importantes quanto os módulos fotovoltaicos, são as estruturas que os contêm. O mau
funcionamento dos suportes faz cair por terra o investimento na tecnologia limpa da energia solar.
Para cada caso, há uma solução. No caso de telhados, deve ser verificado o tipo de telha ou de 
madeiramento-a estrutura que suporta o telhado. Nas instalações em plano horizontal deve ser verificada a 
altura mínima e também as cargas de vento que adicionam um esforço mecânico aos suportes e ancoragens.
Em todos os casos deve ser observada a correta orientação e inclinação do painel. A correta 
orientação permite captar o máximo de energia ao meio dia solar e horas próximas, que é o momento 
de maior concentração da radiação solar. A inclinação adequada permite a melhor captação durante 
o ano, compensando a menor irradiância nos períodos de inverno, no caso dos sistemas autónomos, ou 
maximizando a captação e geração nos períodos de verão, no caso das instalações on-grid.
Figura 60 - P m m l fotovoltaico montado em telhado
6.1.1. Suportes para telhado
Para fixar os módulos em telhados, é necessário instalar um perfil de suporte que pode ser afixado 
nas telhas (no caso de telhas metálicas) ou no suporte do telhado (no caso de telhas de cerâmica/argila ou 
concreto .
figura 65.. Presilha para telhas de argila
Em todos os casos deve-se ter especial cuidado quando à impermeabilização, tanto peio sistema 
fotovoítaico, quanto pela própria edificação.
í'2 j Í) s í ’
ícà... .
i .Mtri
Figura 8?. ■■ Presilha para telhas de metal
As presilhas são dispostas para receber o perfil de suporte que será dimensionado e posicionado de 
acordo aos móduios que comporão o painel fotovoítaico. Por isso uma etapa importante durante o estudo 
de caso e proposta de projeto é a fase de medição dos espaços disponíveis.
figura S3 - Módulos montado sobre o perfil de suporte
O que prende os módulos ao perfil de suporte são as presilhas rosqueadas, que são adaptáveis à 
grande maioria dos módulos, tanto os Standard quando os non-standard, desde que sejam emoldurados e a
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sua moldura esteja dentro dos padrões {com espessura entre 3 e 4,5cm),
figura S4 - Detalhes das presilhas a perfil de suporte dos módulos para telhados
Nas estruturas em telhado inclinado, principaímente os de telhas de argila, não é recomendável 
utilizar de ajustes para corrigir a inclinação, que tornam a instaiação maís difícil, pois o suporte deverá 
suportar cargas de vento maiores. Além disso, o esforço extra no telhado pode ser perigoso, se este não 
for suficientemente forte para suportá-ío. O melhor seria arquitetar o telhado com a devida orientação e 
inclinação, mas isso só é possível na fase de projeto da edificação. Depois de pronta, se não há necessidade 
de reformas, um ajuste para a instaiação do sistema fotovoitaico pode inviabilizar o projeto.
figura SS - Suporte com co rre io da inclinação, instalado em telhado metálico
6.1.2. Suportes Para Instaiação Em Plano Horizontal
A construção do painel fotovoitaico no chão ou cobertura permite maior flexibilidade quanto à 
orientação e inclinação. É a escolha para grandes instalações, onde alguns cuidados devem ser tomados, 
principaímente quanto ao sombreamento que, como já vimos, pode ser prejudicial as células fotovoltaicas.
figura 68 ~ Painéis fotovoitaicos montados no chio, com inclinação adequada
Para instalação no chão, o painel deverá ter altura mínima de 30 cm do chão, para evitar o som brea mento 
causado pelo crescimento de ervas, ou a sujeira na base dos módulos mais baixos, causada pelas gotas de 
chuva. Esses cuidados são especialmente importantes para os sistemas instalados em localidades remotas 
e/ou inóspitas.
Para painéis montados em cobertura, a altura mínima recomendável é de 5 cm. Isto é para permitir o 
escoamento da água da chuva, e a quebra da força do vento em duas componentes, o que diminui a carga
de vento sobre o painel.
Figura 67 - Suporte para in sta rã o em plano horizontal
£.1.2.2. Orientação do Painel Fotovoltaico
Os painéis fotovoltaicos devem estar orientados para o ponto azimutal, e de preferência com ânguio 
azimutal de superfície igual a zero. O azimute é o equador, portanto no hemisfério norte os painéis são 
orientados para o sul, e no hemisfério sul são orientados para o norte. Dentro da zona tropical, o sol 
declina para norte e para sul durante as diferentes estações do ano, o que pode fazer com que um painel 
corretamente orientado, não receba os raios solares diretamente em alguns períodos do ano. Nesses casos 
é recomendável a utilização de mastros, tanto para as pequenas instalações, quanto para as grandes usinas. 
Este último caso se beneficia dos sistemas de seguimento do sol (sun-tracking). No caso das instalações 
residenciais, ou as que aproveitam o espaço livre dos telhados, o melhor é compensar essa dificuldade
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durante os cálculos do projeto.
Em todo caso devem ser evitados os ângulos maiores que 30°, tanto para Leste, quanto para Oeste. 
Para cada 15° de desvio do Norte geográfico, teremos uma hora de diferença para a captação máxima. Para 
Leste, haverá um adiantamento, e para Oeste haverá atraso. O adiantamento em determinadas localidades 
pode ser benéfico, como em locais tropicais, onde chove no meio ou fim da tarde, prejudicando a geração. 
Além disso, a maior írradiância que acontece ao meio dia solar não será aproveitada em sua totalidade.
Também não é recomendável distribuir os módulos nas duas águas de um telhado não orientado para 
o norte, pois teríamos pouco mais da metade da geração durante a manhã, e o mesmo valor durante a tarde.
6.1.2.2. inclinação do Painel Fotovoltaico
A inclinação ideal dos painéis fotovoltaicos varia de acordo à Latitude da localidade, e também quanto 
ao tipo de sistema fotovoltaico. Para sistemas isolados um painel com maior inclinação é recomendável, pois 
garante maior captação nos períodos de menor irradíância, próximo ao solstício de inverno. Para os sistemas 
conectados à rede, inclinações menores propiciam maior captação nos períodos próximos ao solstício de 
verão, o que gera mais energia e, nos países com tarifas diferenciadas, maiores ganhos financeiros.
É possível calcular a melhor inclinação, para um sistema isolado, utilizando a seguinte equação:
3 = 4> + (4>/4)
Onde:
B = inclinação do painel em relação ao plano horizontal.
cp ~ Latitude da localidade
Esta equação retorna um valor aproximado, e a inclinação real pode ser arredondada em até 5o sem 
perda de desempenho.
Para os sistemas conectados à rede, podemos utilizar a seguinte equação:
(5 = 3,7+0,694)
Em latitudes acima de entre 15* e 30° podemos aproximar os cálculos em:
• Latitude + 5o, para sistemas autónomos.
« Latitude - 5o, para sistemas on-grid.
Em nenhum dos casos é recomendável inclinações menores que 10°, pois a limpeza natural dos 
módulos pela água da chuva será prejudicada. Isso é especialmente importante em sistemas autónomos 
instalados em localidades remotas ou inóspitas, nas quais a manutenção é reduzida.
6.1.3. Suporte em Forma de Mastro
Os mastros comportam bem os sistemas de rastreamento solar, que só são rentáveis nos grandes 
sistemas.
j
Figurs 68 ~ Paine? íotovoitaíco com sistema de rastrelo solar |
No caso de pequenos sistemas dentro da zona tropical, mesmos os residenciais, o uso de um suporte em j
mastro permite a mudança manual da inclinação e orientação, peio técnico responsável pela manutenção. j
i
Hgura GS - Painsf foto voltaico em mastro j
6.2. Cálculos de Sombreamento
Tanto nos sistemas maiores, quanto nas pequenas instalações, é importante evitar a projeção de 
sombras sobre o painel fotovoltaico.
No caso das instalações menores, as sombras a serem evitadas são das árvores e edificações ao redor. 
Para se calcular a projeção das sombras durante o dia, é necessário conhecer a posição do sol em cada 
momento, nas diferentes estações do ano.
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figura TO - Diferenças n& posição do soí rias diferentes estações do ano
Para fazer cálculos de sombreamento mais sofisticados, é recomendávei o uso de softwares específicos, 
que através de uma imagem digital, devidamente orientada, descrevem a trajetória do so! e as projeções de 
sombras.
Para calcular uma sombra simples, podemos recorrer a equações simplificadas que dão bons resultados, 
podendo ser adicionadas a planilhas automáticas de dimensionamento, facilitando o seu uso. Essas equações 
não são recomendadas para sistemas complexos, em localidades urbanas com grande quantidade de altos 
edifícios circunvizinhos ao local de instalação do painel fotovoltaico.
Figura 71 ■■ Rí;fações geométricas entre possíveis geradores de sombra
No caso de sombras causadas por objetos frontais, podemos calcular a sombra no solstício de inverno, 
quando a projeção é maior. Se conseguirmos evitar essa sombra, nesse período, evitaremos as sombras o 
ano todo. Nas Latitudes abaixo de 20a há o risco de objetos anteriores projetarem sombras, já que em tais 
localidades o sol declina a sul em alguns períodos do ano. Em localidades com Latitude entre 0o e 15° a 
situação é mais critica, pois o sol declina a suí em metade do ano. Portanto o entorno do painel fotovoltaico 
deve ser vistoriado a procura de possíveis causadores de sombra.
A seguinte equação permite o cálculo da projeção de sombras frontais:
d = z/tan h0
Onde:
d = distância entre o painei e um obstáculo frontal;
z = altura do obstáculo;
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h0 = altura solar, no solstício de inverno, ao meio dia solar;
O fator h6 pode ser calculado mediante a seguinte equação:
h0 = (90° ~ latitude da localidade) - 23,5°
Rgíira T t - Orstânctè mínima entre o parnsf e um obstáculo frontal
No caso de instalações que dispõem de grande quantidade de painéis, como a mostrada na figura 62, 
utilizamos a seguinte equação:
d = t * (sin & /tang h0 + cos 13)
Onde:
altura do painel em metros;
Í3 - inclinação do painel em graus;
Hgura Tis - Cãiairo cte distsneia ríntre paimsis
d2 = Z * cos Í3
Estas equações calculam a projeção de sombra ao meio-dia-solar. Para estenderás duas horas próximas, 
adicione 25% ao valor encontrado para d.
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